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Prospecto de Distribuição Pública de Debêntures Simples

Distribuição pública de 20.000 (vinte mil) debêntures simples, não conversíveis em ações, da primeira emissão da TRACTEBEL ENERGIAS.A., Companhia Aberta, CNPJ/MF nº 02.474.103/0001-19, Rua Antônio Dib Mussi, nº 366, 88015-110, Florianópolis, SC (a “Emissão” e a“Emissora” ou “Tractebel Energia”, respectivamente), todas escriturais, da espécie quirografária, com valor nominal unitário de R$ 10.000,00(dez mil reais) (as “Debêntures”), perfazendo o montante total de R$ 200.000.000,00 (duzentos milhões de reais) na data de emissão, qual seja, 02 de maio de 2005. As Debêntures serão emitidas em duas séries, sendo 14.000 Debêntures na 1ª série e 6.000 Debêntures na 2ª série.

A Emissão foi aprovada pela (i) Assembléia Geral Extraordinária da Emissora realizada em 07 de abril de 2005, cuja ata foi arquivada na Junta Comercial do Estado de Santa Catarina (“JUCESC”) em 04 de maio de 2005, sob o nº 20050926870, e publicada no Diário Oficial do Estado de Santa Catarina e nos jornais Diário Catarinense e Valor Econômico; e (ii) pela Reunião do Conselho de Administração da Emissorarealizada em 29 de abril de 2005, cuja ata será arquivada na JUCESC e publicada no Diário Oficial do Estado de Santa Catarina e nos jornais Diário Catarinense e Valor Econômico.

As Debêntures serão objeto de distribuição pública, sob regime de garantia firme de colocação, com intermediação de instituições financeiras integrantesdo sistema de distribuição de valores mobiliários, para colocação no mercado primário por meio do Sistema de Distribuição de Títulos - SDT,administrado pela Associação Nacional das Instituições do Mercado Financeiro - ANDIMA (“ANDIMA”) e operacionalizado pela Câmara deLiquidação e Custódia - CETIP (“CETIP”), nos termos da Instrução CVM nº 400, de 29 de dezembro de 2003 (a “Oferta”). As Debêntures serãoregistradas para negociação no mercado secundário no Sistema Nacional de Debêntures - SND, administrado pela ANDIMAe operacionalizado pela CETIP e no sistema de negociação BOVESPA FIX, da Bolsa de Valores de São Paulo - BOVESPA. A Oferta foi registradaperante a Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”) em [•], sob n° [•].

“O registro da Oferta não implica, por parte da CVM, na garantia da veracidade das informações prestadas ou em julgamento sobre a qualidade da Companhia, bem como sobre as Debêntures a serem distribuídas.”

Para avaliação dos riscos associados à Companhia e à Oferta, os investidores devem ler a Seção “Fatores de Risco”, nas páginas 53 a 63.deste Prospecto.

R$ 200.000.000,00

Fitch Ratings:AA-(bra)Standard & Poor’s: brA+

ISIN da 1ª Série BRTBLEDBS004ISIN da 2ª Série BRTBLEDBS012

Coordenadores

O Banco ABN AMRO Real S.A. é o Coordenador Líder da Oferta

“A Oferta foi elaborada de acordo com as disposições do Código de Auto-Regulação da ANBID para as Ofertas Públicas deTítulos e Valores Mobiliários registrado no 5º Ofício de Títulos e Documentos do Estado do Rio de Janeiro sob o nº 497585,atendendo aos padrões mínimos de informação contidos no mesmo, não cabendo à ANBID qualquer responsabilidade pelasreferidas informações, pela qualidade da Emissora, das instituições participantes e das Debêntures objeto da Oferta.”

Adata deste Prospecto é 11 de maio de 2005

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ÍNDICE

1. INTRODUÇÃO

Definições 7Glossário de Termos Técnicos 12Resumo das Características da Oferta 16Informações Cadastrais da Tractebel Energia 19

2. INFORMAÇÕES SOBRE OS ADMINISTRADORES, ASSESSORES E AUDITORES

Informações sobre os Administradores, Assessores e Auditores 23Administradores da Tractebel Energia 23Coordenador Líder 23 Coordenadores 24 Banco Mandatário 25 Agente Fiduciário 25 Assessores Legais 25 Auditores Independentes 26Declaração da Tractebel Energia e do Coordenador Líder 26

3. INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTA

Características e Prazos da Oferta 31Condições de Colocação da Oferta 38Destinação dos Recursos 43Informações sobre os Coordenadores 45Descritivo Preliminar 48Capitalização 50

4. FATORES DE RISCO

Fatores de Risco 53Riscos Relacionados a Fatores Macroeconômicos 53 Riscos Relacionados ao Setor Elétrico Brasileiro 55 Riscos Relacionados à Tractebel Energia 59 Riscos Relacionados à Oferta 62

5. SITUAÇÃO FINANCEIRA

Informações Financeiras Consolidadas Selecionadas da Companhia 67Análise e Discussão da Administração Sobre as Demonstrações Financeiras Consolidadas e Resultados Operacionais da Companhia 71

6. INFORMAÇÕES RELATIVAS À COMPANHIA

Visão Geral do Setor Elétrico Brasileiro 83Introdução 83 Histórico da Regulamentação 83 Concessões 85 Penalidades Aplicáveis às Concessionárias 86 Setor Elétrico Brasileiro 86 Principais Autoridades Setoriais 87 Mecanismo de Realocação de Energia – MRE 89

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Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico 91 Comercialização de Energia 93 Ambientes para Comercialização de Energia 93 Contratos Firmados anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico 96 Compras de Energia Elétrica conforme a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico 96 Os Leilões de Energia 96 O Leilão de 2004 97 Limitações Governamentais de Participação dos Agentes no Mercado 98 Remuneração das Geradoras 98 Encargos Setoriais 99 Incentivos a Fontes Alternativas de Energia 100 Cobrança pela Utilização de Recursos Hídricos 100 Taxa de Fiscalização ANEEL – TFSEE 101 Encargo de Transporte de Itaipu 101 Tarifas de Distribuição 101 Reserva Global de Reversão – RGR 102 Conta Consumo de Combustíveis Fósseis – CCC 103 Conta de Desenvolvimento Energético – CDE 103 Contribuição para Pesquisa e Desenvolvimento 103 Inadimplemento de Encargos Setoriais 104 Redução Compulsória no Consumo 104 Crise no Setor e Medidas Adotadas durante a Transição do Antigo para o Novo Modelo 104 Aspectos Ambientais 105 Atividades da Companhia 108 Histórico 108 Organograma Societário 109 Sociedades Controladas 109 Mercado de Atuação 112 Clientes 113 Política de Fidelização de Clientes 116 Parque Gerador 117 Concessões e Autorizações 122 Produtos e Serviços 124 Fornecedores 126 Sazonalidade 128 Concorrência 129 Marketing 129 Política de Crédito, Inadimplência e Cobrança 130 Patentes, Marcas e Licenças 131 Propriedades, Plantas e Equipamentos 132 Desempenho Ambiental 132 Seguros 139 Funcionários e Política de Recursos Humanos 140 Política de Responsabilidade Social 144 Investimentos Relevantes 149 Desinvestimentos 152 Novos Projetos 153 Tecnologia da Informação 153 Contratos Relevantes 154 Estratégias da Companhia 164 Pendências Judiciais e Administrativas 166 Pendências Judiciais 166 Pendências Administrativas 168

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Administração 169 Conselho de Administração 169 Diretoria 169 Conselho Fiscal 170 Comitê Estratégico 170 Informações Biográficas dos Administradores da Tractebel Energia 171 Remuneração Global dos Administradores da Tractebel Energia 175 Informações sobre o Relacionamento da Tractebel Energia com seus Administradores 175 Plano de Opção de Compra de Ações 175 Capital Social, Dividendos e Acionistas 176 Composição do Capital Social 176 Ações 176 Local de Negociação das Ações 177 Dividendos 177 Pagamento de Dividendos 178 Histórico de Pagamento de Dividendos 178 Acordo de Acionistas 178 Acionistas Controladores 178 Títulos e Valores Mobiliários Emitidos 180 Operações e Negócios com Partes Relacionadas 182

7. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

Demonstrações Financeiras Consolidadas da Companhia relativas ao Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2004, respectivo Parecer dos Auditores Independentes e Relatório da Administração 189 Demonstrações Financeiras Consolidadas da Companhia relativas ao Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2003, respectivo Parecer dos Auditores Independentes e Relatório da Administração 263 Demonstrações Financeiras Consolidadas da Companhia relativas ao Exercício Social encerrado em 31 de dezembro de 2002, respectivo Parecer dos Auditores Independentes e Relatório da Administração 331 Informações Trimestrais Consolidadas da Companhia relativas ao período encerrado em 31 de março de 2005, objeto de revisão pelos Auditores Independentes e Relatório da Administração 395

8. ANEXOS

Ata da Assembléia Geral Extraordinária da Tractebel Energia realizada em 07 de abril de 2005 485 Ata da Reunião do Conselho de Administração da Tractebel Energia realizada em 29 de abril de 2005 503 Estatuto Social da Tractebel Energia 509 Instrumento Particular de Escritura da 1ª Emissão de Debêntures Simples da Tractebel Energia S.A. 525 Instrumento Particular de Primeiro Aditamento ao Instrumento Particular de Escritura da 1ª Emissão de Debêntures Simples da Tractebel Energia S.A. 563 Relatórios de Análise das Agências de Rating 613 Declaração da Tractebel Energia, nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03 635 Declaração do Coordenador Líder, nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03 639

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1. INTRODUÇÃO

Definições

Glossário de Termos Técnicos

Resumo das Características da Oferta

Informações Cadastrais da Tractebel Energia

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DEFINIÇÕES

Agente Fiduciário Planner Corretora de Valores S.A.

ANBID Associação Nacional dos Bancos de Investimento

ANA Agência Nacional de Águas

ANEEL Agência Nacional de Energia Elétrica

Banco Central Banco Central do Brasil

Banco Santander Banco Santander Brasil S.A.

BM&F Bolsa de Mercadoria e Futuros

BNDES Banco Nacional do Desenvolvimento Econômico e Social

BOVESPA Bolsa de Valores de São Paulo - BOVESPA

BOVESPA FIX Sistema de Negociação BOVESPA FIX, da BOVESPA

Brasil ou País República Federativa do Brasil

BRDE Banco Regional de Desenvolvimento do Extremo Sul

CBLC Companhia Brasileira de Liquidação e Custódia

CDI Certificado de Depósito Bancário

CEEE Companhia Estadual de Energia Elétrica

CELESC Centrais Elétricas de Santa Catarina - CELESC

CEM Companhia Energética Meridional - CEM, sociedade controlada pela Tractebel Energia

CEMIG Companhia Energética de Minas Gerais

CESP Companhia Energética de São Paulo

CETESB Companhia de Tecnologia de Saneamento Ambiental

CETIP Câmara de Custódia e Liquidação

CIEN Companhia de Interconexão Energética - CIEN

Citibank Banco Citibank S.A.

CMN Conselho Monetário Nacional

CNPE Conselho Nacional de Política Energética

COFINS Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social

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Companhia Tractebel Energia S.A., em conjunto com suas controladas Itá Energética S.A., Lages Bioenergética S.A., Companhia Energética Meridional - CEM e Tractebel Energia Comercializadora Ltda.

Consórcio Itá Consórcio constituído em 29 de agosto de 1995, pela Tractebel Energia e pela Itasa, para construção e exploração do potencial hidráulico da UHE Itá, empreendimento hidrelétrico no trecho brasileiro do Rio Uruguai, para produção de energia elétrica, a ser comercializada e utilizada pelas sociedades consorciadas de acordo com o regime de produção independente

Consórcio Machadinho Consórcio constituído em 15 de janeiro de 1997 entre as seguintes empresas: Tractebel Energia, CELESC, CEEE, Alcoa Alumínio S.A., Camargo Corrêa Cimentos S.A., Companhia Brasileira de Alumínio, Cimento Rio Branco S.A., Valesul Alumínio S.A. e Departamento Municipal de Eletricidade de Poços de Caldas, para fins de produção de energia elétrica por meio do aproveitamento do potencial hidráulico da UHE Machadinho

Controladas Tractebel Energia Comercializadora Ltda., Itá Energética S.A., Companhia Energética Meridional – CEM, Lages Bioenergética S.A. e Delta Participações S.A., referidas em conjunto

Coordenador Líder Banco ABN AMRO Real S.A.

Coordenadores Banco Santander Brasil S.A., UNIBANCO – União de Bancos Brasileiros S.A. e Banco Citibank S.A., em conjunto com o Coordenador Líder

COPEL Companhia Paraense de Energia

CPMF Contribuição Provisória sobre a Movimentação Financeira

CVM Comissão de Valores Mobiliários

Data de Emissão A Data de Emissão das Debêntures, qual seja, 2 de maio de 2005

Debêntures As Debêntures da 1ª e da 2ª séries da primeira emissão da Tractebel Energia S.A., objeto da Oferta

Debêntures da 1ª Série As Debêntures da 1ª série da primeira emissão da Tractebel Energia, objeto da Oferta

Debêntures da 2ª Série As Debêntures da 2ª série da primeira emissão da Tractebel Energia, objeto da Oferta

Delta Participações Delta Participações S.A., sociedade controlada pela Tractebel Energia

Duke Paranapanema Duke Energy International, Geração Paranapanema S.A.

Eletrobrás Centrais Elétricas Brasileiras S.A.

Eletroger Eletrobrás Geração S.A., companhia que teve origem na cisão parcial do patrimônio da Eletrobrás, em 1998

Eletrosul Centrais Elétricas do Sul do Brasil S.A.

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Emissão Primeira emissão de debêntures da Tractebel Energia

Enersul Empresa Energética de Mato Grosso do Sul S.A.

Escritura de Emissão Instrumento Particular de Escritura da 1ª Emissão de Debêntures Simples da Tractebel Energia S.A., celebrado entre a Tractebel Energia e o Agente Fiduciário em 18 de abril de 2005, conforme alterada pelo Instrumento Particular de Primeiro Aditamento ao Instrumento Particular de Escritura da 1ª Emissão de Debêntures Simples da Tractebel Energia S.A., celebrado em 29 de abril de 2005

FATMA Fundação do Meio Ambiente

FEEMA Fundação Estadual de Engenharia do Meio Ambiente

FEPAM Fundação Estadual de Proteção Ambiental

Furnas Furnas Centrais Elétricas S.A.

Gerasul Centrais Geradoras do Sul do Brasil S.A., subsidiária regional da Eletrobrás que teve origem na cisão parcial da Eletrosul, em dezembro de 1997, tendo sido privatizada no ano de 1998. Antiga denominação da Tractebel Energia

Grupo Suez Grupo de empresas com origem na França, com atuação internacional nas áreas industrial e de serviços, com foco nos setores de energia e meio ambiente. Integram o Grupo Suez, dentre outras sociedades, Suez Tractebel Sociètè Anonyme, Tractebel EGI South America Ltda. e Tractebel Energia S.A.

IBAMA Instituto Brasileiro de Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis

IBGE Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística

IGP-M Índice Geral de Preços de Mercado, divulgado pela Fundação Getúlio Vargas

IMAP Instituto de Meio Ambiente Pantanal

Instrução CVM n.º 400/03 Instrução CVM n.º 400, de 29 de dezembro de 2003

Instrução CVM n.º 409/04 Instrução da CVM n.º 409, de 18 de agosto de 2004

IPCA Índice de Preços ao Consumidor Ampliado

Itaipu Itaipu Binacional, usina hidrelétrica detida em partes iguais pelo Brasil e pelo Paraguai

Itasa Itá Energética S.A., sociedade controlada pela Tractebel Energia

Lages Bioenergética Lages Bioenergética S.A., sociedade controlada pela Tractebel Energia

Lei das Sociedades por Ações Lei n.º 6.404, de 15 de dezembro de 1976, e alterações posteriores

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Lei de Concessões Lei n.º 8.987, de 13 de fevereiro de 1995, e alterações posteriores

Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

Lei n.º 10.848, de 15 de março de 2004, regulamentada pelo Decreto n.º 5.163, de 30 de julho de 2004, pelo Decreto n.º 5.175, de 9 de agosto de 2004, e pelo Decreto n.º 5.184, de 16 de agosto de 2004

Lei do Setor Elétrico Lei n.º 9.648, de 27 de maio de 1998, e alterações posteriores

MSGás Companhia de Gás do Mato Grosso do Sul

MME Ministério de Minas e Energia

Oferta Oferta pública das Debêntures da primeira emissão da Tractebel Energia

Parque Gerador Parque gerador da Companhia, composto por 7 usinas termelétricas, sendo uma usina de co-geração, e 6 usinas hidrelétricas, das quais 11 pertencem integralmente à Companhia.

Petrobrás Petróleo Brasileiro S.A.

PIS Programa de Integração Social

Política Nacional de Recursos Hídricos

Política pública instituída pela Lei n.º 9.433, de 8 de janeiro de 1997

Política Nacional do Meio Ambiente

Política pública instituída pela Lei n.º 6.938, de 31 de agosto de 1981

Procedimento de Bookbuilding Procedimento conduzido pelos Coordenadores em 29 de abril de 2005 para coleta de intenções de investimento de investidores interessados em adquirir Debêntures no âmbito da Oferta, que resultou na definição das taxas finais da Remuneração das Debêntures da 1ª Série e da Remuneração das Debêntures da 2ª Série, conforme definidas abaixo

Poder Concedente Governo Federal Brasileiro

Prospecto Este Prospecto de Distribuição Pública das Debêntures da Primeira Emissão da Tractebel Energia S.A.

Protocolo de Kyoto Tratado internacional sobre mudanças climáticas, ratificado por 141 países, que estabelece metas de redução de gases poluentes para os países industrializados. O Protocolo de Kyoto foi finalizado em 1997, baseado nos princípios do Tratado da Organização das Nações Unidas sobre Mudanças Climáticas de 1992 e entrou em vigor dia 16 de fevereiro de 2005

Remuneração A Remuneração das Debêntures da 1ª Série referida em conjunto com a Remuneração das Debêntures da 2ª Série

Remuneração das Debêntures da 1ª Série

Juros remuneratórios apurados mediante a aplicação de uma taxa percentual fixa de 9,29% ao ano incidente sobre o Valor Nominal Unitário das Debêntures da 1ª Série atualizado pelo IGP-M, a partir da Data de Emissão, conforme definida no Procedimento de Bookbuilding e ratificada pelo Conselho de Administração da Tractebel Energia em reunião realizada em 29 de abril de 2005

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Remuneração das Debêntures da 2ª Série

Acumulação de 103,90% da Taxa DI, percentual este definido no Procedimento de Bookbuilding e ratificado pelo Conselho de Administração da Tractebel Energia em reunião realizada em 29 de abril de 2005

RGE Rio Grande Energia S.A.

Suez Tractebel Suez Tractebel Sociètè Anonyme, controladora indireta da Tractebel Energia, com sede em Bruxelas, na Bélgica

Tractebel Brasil Tractebel Brasil Ltda.

Tractebel EGI Tractebel EGI South America Ltda., controladora direta da Tractebel Energia

Taxa DI Taxas médias dos Depósitos Interfinanceiros DI de um dia, over extra

grupo, expressa na forma percentual ao ano, base 252 (duzentos e cinqüenta e dois) dias, calculada e divulgada pela CETIP, no Informativo Diário, disponível em sua página na Internet (http://www.cetip.com.br) e no jornal “Gazeta Mercantil”, edição nacional, ou, na falta deste, em outro jornal de grande circulação

Tractebel Energia ou Emissora Tractebel Energia S.A.

Tractebel Energia Comercializadora

Tractebel Energia Comercializadora Ltda., sociedade controlada pela Tractebel Energia

Unibanco UNIBANCO – União de Bancos Brasileiros S.A.

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GLOSSÁRIO DE TERMOS TÉCNICOS

Auto Produtor Consumidor de energia elétrica que detenha concessão, permissão ou autorização para produzir energia elétrica para seu consumo próprio

Ambiente de Contratação Livre Ambiente de contratação onde são efetuadas as operações de compra e venda de energia elétrica a preços livremente negociados entre Geradoras, Consumidores Livres e Comercializadoras

Ambiente de Contratação Regulada

Ambiente de contratação onde são efetuadas as operações de compra e venda de energia elétrica a preços obtidos por meio de leilões públicos para atendimento ao mercado de Consumidores Cativos das Distribuidoras

Biomassa Fontes orgânicas que são usadas para produzir energia a ser convertida em eletricidade, combustível ou calor. Essa energia resulta do processo de fotossíntese realizado pelas plantas, que capturam energia do sol e a transformam em energia química. São exemplos de biomassa utilizada na geração de eletricidade: bagaço de cana-de-açúcar, casca de arroz, resíduos de madeira e outros

Capacidade Instalada Quantidade máxima de eletricidade que pode ser entregue por uma Unidade Geradora, por uma usina hidrelétrica ou por um parque gerador, em particular em bases de carga total contínua, nos termos e condições específicas, conforme designado pelo produtor

CCC Conta Consumo de Combustíveis Fósseis, tem por objetivo possibilitar a cobertura do custo do combustível utilizado pelas usinas termelétricas por meio de contribuições mensais realizadas por todos os agentes do setor elétrico que comercializam energia elétrica com consumidores finais, quais sejam, Distribuidoras, Geradoras ou Comercializadoras

CCEE Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. Pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, fiscalizada pela ANEEL, cuja principal função é viabilizar a comercialização de energia elétrica no Sistema Interligado Nacional, sendo responsável por registrar os CCEARs, os contratos resultantes de ajustes de mercado, e o volume de energia contratado no Ambiente de Contratação Livre, bem como pela contabilização e liquidação das transações de curto prazo no âmbito do SIN e das diferenças referentes aos Contratos Bilaterais registrados

CDE Conta de Desenvolvimento Energético, instituída pela Lei n.º 10.438, de 26 de abril de 2002, como sucessora da CCC no que se refere à subvenção dos custos de combustíveis às usinas de geração termelétrica que utilizam carvão mineral nacional. Foi criada para apoiar o desenvolvimento da produção de energia em todo o País, a produção de energia por meio de fontes alternativas de energia e a universalização dos serviços de energia em todo o País

Consumidor Cativo Consumidores que não podem negociar livremente a aquisição de energia elétrica e que são atendidos pelas respectivas Distribuidoras locais, às quais estão diretamente conectados

Consumidores Industriais Indústrias atendidas por fornecedores de energia elétrica na qualidade de Consumidor Livre

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Consumidores Livres Consumidores que podem negociar a aquisição de energia elétrica livremente com quaisquer fornecedores de energia que atuam no mercado, por meio da celebração de contratos bilaterais no Ambiente de Contratação Livre

Contratos Bilaterais Contratos de compra e venda de energia livremente negociados entre Geradoras e Distribuidoras a partir de 2003, quando as entregas de energia contratadas por meio de Contratos Iniciais começaram a ser reduzidas em 25% ao ano, de acordo com a Lei do Setor Elétrico

Contratos de Concessão Contratos de concessão de uso de bem público para geração de energia elétrica, celebrados entre a Tractebel Energia ou, conforme o caso, uma de suas Controladas e o Poder Concedente

Contratos Iniciais Contratos de fornecimento de energia elétrica com preços e quantidades aprovados pela ANEEL, celebrados entre as Geradoras e as Distribuidoras, nos termos da Lei do Setor Elétrico

Distribuidoras Concessionárias de serviços públicos de distribuição de energia elétrica que atuam no mercado brasileiro de energia elétrica

Energia Assegurada Quantidade de energia elétrica de uma usina, estabelecida pelo Poder Concedente no respectivo contrato de concessão, que deverá ser disponibilizada para venda

GCE Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica, criada pelo Governo Federal para administrar a crise de energia elétrica surgida no ano de 2001

Geradoras Companhias concessionárias ou autorizadas a prestar serviços públicos de geração de energia elétrica

Gigawatt (GW) Unidade equivalente a um bilhão de watts

Gigawatt hora (GWh) Unidade equivalente a um gigawatt de energia elétrica fornecida ou solicitada por uma hora ou um bilhão de watts-hora

Kilovolt (kV) Unidade equivalente a mil volts

Kilowatt (KW) Unidade equivalente a mil watts

Kilowatt hora (KWh) Unidade equivalente a um kilowatt de energia elétrica fornecida ou solicitada por hora ou mil watts-hora

MAE Mercado Atacadista de Energia Elétrica. Ambiente organizado e regido por regras claramente estabelecidas, na qual se processam a compra e venda de energia entre seus participantes, tanto através de Contratos Bilaterais como em regime de curto prazo, tendo como limites os sistemas interligados do País

Megawatt (MW) Unidade equivalente a um milhão de watts

Megawatt hora (MWh) Unidade equivalente a um megawatt de energia elétrica fornecida ou solicita por hora ou um milhão de watts-hora

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MRE Mecanismo de Realocação de Energia, destinado a distribuir o risco hidrológico entre as Geradoras, na medida em que cada Geradora tem assegurado o pagamento pelo montante de sua Energia Assegurada enquanto os membros do MRE em conjunto forem capazes de satisfazer os níveis de Energia Assegurada do MRE

ONS Operador Nacional do Sistema Elétrico, criado em 1998, é uma pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, responsável pela coordenação, controle e administração das atividades de geração e transmissão do Sistema Interligado Nacional. É composto por Consumidores Livres, Geradoras, Distribuidoras, Comercializadoras e Transmissoras (conforme definidas abaixo)

PCHs Pequenas Centrais Hidrelétricas. Usinas com Capacidade Instalada entre 1 MW e 30 MW que atendam aos requisitos propostos na Resolução ANEEL n.º 652, de 9 de dezembro de 2003

Produtor Independente Pessoa jurídica ou empresas reunidas em consórcio de pessoas jurídicas que recebem autorização do Poder Concedente para produzir energia elétrica destinada ao comércio de toda ou parte da energia elétrica produzida, por sua conta e risco

Programa de Racionamento Programa Emergencial de Redução do Consumo de Energia, instituído pelo GCE em 2001, que durou de junho de 2001 a fevereiro de 2002

PROINFA Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica, instituído pela Lei n.º 10.438, de 26 de abril de 2002, e alterações posteriores

Rede Básica Conjunto de linhas de transmissão, barramentos, transformadores de potência e equipamentos com tensão igual ou superior a 230 kV, ou instalações em tensão inferior definidas pela ANEEL

RGR Reserva Global de Reversão, instituída pela Lei n.º 5.655, de 20 de maio de 1971, com a finalidade de prover fundos para o pagamento de eventuais indenizações às empresas do setor elétrico brasileiro em determinados casos de revogação ou encampação das respectivas concessões. Nos últimos anos, a RGR tem sido usada principalmente para financiar projetos de geração e distribuição

Sistema Interligado Nacional ou SIN

Sistema composto pela Rede Básica e demais instalações de transmissão que interliga as unidades de geração e distribuição nos sistemas Sul, Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do Brasil

Transmissoras Concessionárias de serviços públicos de transmissão de energia elétrica que atuam no mercado brasileiro de energia elétrica

TUSD Tarifa de Uso do Sistema de Distribuição, devida pelos usuários (Geradoras e Consumidores Livres) às Distribuidoras pelo uso de sua rede de distribuição (tensão inferior à 230kv)

TUST Tarifa de Uso do Sistema de Transmissão, devida pelos usuários (Geradoras e Consumidores Livres) às Transmissoras pelo uso de sua rede de transmissão (tensão acima de 230Kv).

UHE Usina hidrelétrica, unidade de geração que transforma energia potencial da água acumulada no reservatório em eletricidade

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Unidade Geradora O gerador elétrico e a turbina ou outro dispositivo que o impulsiona, quando referidos em conjunto.

UTE Usina termelétrica, unidade de geração que transforma energia potencial em energia elétrica a partir da queima de um determinado combustível, que pode ser carvão, óleo diesel, gás, Biomassa ou outros

Valor Anual de Referência A média ponderada dos custos de aquisição de energia elétrica de novos empreendimentos nos leilões da ANEEL para o Ambiente de Contratação Regulada com 5 e 3 anos de antecedência, calculado para o conjunto de todas as Distribuidoras do País.

Volt Unidade básica de tensão de energia elétrica

Watt Unidade básica de potência de energia elétrica

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RESUMO DAS CARACTERÍSTICAS DA OFERTA

Emissora: Tractebel Energia S.A.

Valor Mobiliário: Debêntures simples

Data de Emissão das Debêntures: 2 de maio de 2005

Agente Fiduciário: Planner Corretora de Valores S.A.

Banco Mandatário: Banco Itaú S.A.

Coordenador Líder: Banco ABN AMRO Real S.A.

Coordenadores: Banco Santander Brasil S.A., UNIBANCO – União de Bancos

Brasileiros S.A. e Banco Citibank S.A., em conjunto com o Banco

ABN AMRO Real S.A.

Valor Total da Emissão: R$ 200.000.000,00 (duzentos milhões de reais)

Número de Séries: Duas

Quantidade de Debêntures: 20.000 (vinte mil) Debêntures, sendo 14.000 Debêntures da 1��ª

série e 6.000 Debêntures da 2ª série, conforme definido no

Procedimento de Bookbuilding e ratificado pelo Conselho de

Administração da Tractebel Energia em reunião realizada em 29 de

abril de 2005

Valor Nominal Unitário: R$ 10.000,00 (dez mil reais), na Data de Emissão

Espécie: Quirografária

Forma e Conversibilidade: Escriturais, não conversíveis em ações de emissão da Tractebel

Energia

Prazo e Data de Vencimento: As Debêntures da 1ª Série terão prazo de vigência de 6 anos,

vencendo-se, portanto em 2 de maio de 2011. As Debêntures da 2ª

Série terão prazo de vigência de 5 anos, vencendo-se, portanto, em 2

de maio de 2010.

Preço de Subscrição e Forma de

Integralização: Valor Nominal Unitário acrescido da Remuneração, calculada pro

rata temporis desde a Data de Emissão até a data da efetiva

subscrição e integralização. As Debêntures serão integralizadas à

vista, em moeda corrente nacional, no ato da subscrição.

Negociação: Distribuição no mercado primário: no SDT, administrado pela

ANDIMA e operacionalizado pela CETIP. Negociação no mercado

secundário: no SND, administrado pela ANDIMA e

operacionalizado pela CETIP e no BOVESPA FIX.

Remuneração das Debêntures

da 1a Série:

As Debêntures da 1ª Série serão atualizadas pelo IGP-M e farão jus

a uma remuneração que contemplará juros remuneratórios apurados

mediante a aplicação de uma taxa percentual fixa de 9,29% ao ano, a

partir da Data de Emissão, incidente sobre o Valor Nominal Unitário

das Debêntures da 1ª Série atualizado pelo IGP-M, conforme

definida no Procedimento de Bookbuilding e ratificada pelo

Conselho de Administração da Tractebel Energia em reunião

realizada em 29 de abril de 2005.

17


da 2a Série:

As Debêntures da 2ª Série farão jus a uma remuneração equivalente

à acumulação de 103,90% da Taxa DI, percentual este definido no

Procedimento de Bookbuilding e ratificado pelo Conselho de

Administração da Tractebel Energia em reunião realizada em 29 de

abril de 2005.

Repactuação e/ou Resgate

Programados:

Não haverá

Amortização Programada: Não haverá

Aquisição Facultativa: A Emissora poderá, a qualquer tempo, adquirir as Debêntures de

quaisquer das séries em circulação por preço não superior ao Valor

Nominal Unitário das Debêntures, acrescido da Remuneração,

calculada pro rata temporis desde a Data de Emissão ou da Data de

Pagamento de Remuneração imediatamente anterior, conforme o

caso, até a data da efetiva aquisição, observado o disposto no

parágrafo 2º do artigo 55 da Lei das Sociedades por Ações. As

Debêntures objeto desse procedimento poderão ser canceladas,

permanecer em tesouraria da Tractebel Energia ou ser colocadas no

mercado.

Quorum de Deliberação em

Assembléias Gerais de

Debenturistas: 1) Deliberações gerais: maioria das Debêntures em circulação da

série a que se referir a deliberação.

2) Deliberações referentes à quaisquer alterações no prazo de

vigência das Debêntures, na Remuneração, no quorum de

deliberação das assembléias gerais de titulares de Debêntures e nos

eventos de vencimento antecipado, conforme previsto na Escritura

de Emissão: 90% (noventa por cento) das Debêntures em circulação

da série a que se referir a deliberação.

3) Declaração de vencimento antecipado, nos termos do item 4.12.

da Escritura de Emissão: 2/3 das Debêntures em circulação poderão

optar por não declarar as Debêntures antecipadamente vencidas, nos

termos da Escritura de Emissão.

4) Substituição do parâmetro da Remuneração: nos termos do item

4.9.9. da Escritura de Emissão: 2/3 das Debêntures em circulação da

série a que se referir a substituição.

Local de Pagamento: Os pagamentos a que fizerem jus as Debêntures serão efetuados

utilizando-se os procedimentos adotados pela CETIP e/ou pela

CBLC, conforme o caso. As Debêntures que não estiverem

custodiadas junto à CETIP e/ou à CBLC terão os seus pagamentos

realizados junto ao Banco Mandatário.

18

Público Alvo: A Oferta será destinada a fundos de investimento e outros

investidores considerados como qualificados nos termos da

Instrução CVM n.º 409/04.

Inadequação do Investimento: A Oferta não é adequada a investidores que necessitem de ampla

liquidez em seus títulos, uma vez que o mercado secundário

brasileiro para negociação de debêntures é restrito.

Informações Adicionais: Quaisquer outras informações ou esclarecimentos sobre a

Companhia e a Oferta poderão ser obtidas junto à Tractebel Energia,

aos Coordenadores e à CVM.

19

INFORMAÇÕES CADASTRAIS DA TRACTEBEL ENERGIA

Identificação........................................................... A Tractebel Energia é uma sociedade por ações com

registro de companhia aberta junto à CVM, inscrita no

CNPJ/MF sob n.º 02.474.103/0001-19, com seus atos

constitutivos arquivados na JUCESC sob NIRE n.º

42.300.024.384

Sede....................................................................... Rua Antônio Dib Mussi, n.º 366

88015-110 - Florianópolis – SC

Data de registro da Tractebel Energia na CVM como companhia aberta...................................... 28 de maio de 1998

Diretor de Relações com Investidores................ Sr. Marc Jacques Zelie Verstraete

Rua Antônio Dib Mussi, n.º 366


Tel.: (48) 221-7060

Fax: (48) 221-7002

Atendimento aos acionistas................................. O atendimento aos acionistas da Tractebel Energia é

feito pelo Banco Itaú S.A.

Av. Engenheiro Armando de Arruda Pereira, n.º 707, 9º andar, Torre Eudoro Villela

04344-902 - São Paulo – SP

At.: Sr. João Paulo Silva Euvaldo

Tel.: (11) 5029-7777

Fax: (11) 5029-7780

E-mail: [email protected]

Auditores Independentes..................................... Trevisan Auditores Independentes

Acionista Controlador.......................................... Tractebel EGI South America Ltda.

Títulos e Valores Mobiliários Emitidos até 31 de março de 2005............................................. Notas Promissórias, cujas principais características

encontram-se descritas neste Prospecto, na seção

“Títulos e Valores Mobiliários Emitidos”

Jornais nos quais divulga Informações.............. As informações referentes à Tractebel Energia são

divulgadas no Diário Oficial do Estado de Santa

Catarina e nos jornais Diário Catarinense e Valor

Econômico

E-mail e website para informações aos investidores e ao mercado.................................. [email protected]

www.tractebelenergia.com.br

20


21

2. INFORMAÇÕES SOBRE OS ADMINISTRADORES, ASSESSORES E AUDITORES

Administradores da Tractebel Energia

Coordenador Líder

Coordenadores

Banco Mandatário

Agente Fiduciário

Assessores Legais

Auditores Independentes

Declaração da Tractebel Energia e do Coordenador Líder

22


23

INFORMAÇÕES SOBRE OS ADMINISTRADORES, ASSESSORES E AUDITORES

Administradores da Tractebel Energia

Quaisquer outras informações sobre a Tractebel Energia, a Oferta e este Prospecto poderão ser obtidas junto

ao Diretor de Relações com Investidores da Tractebel Energia, no seguinte endereço:

Tractebel Energia S.A.

Rua Antônio Dib Mussi, n.º 366


At.: Sr. Marc Jacques Zelie Verstraete

Diretor de Relações com Investidores

Tel.: (48) 221-7060

Fax: (48) 221-7002

Correio eletrônico: [email protected]

Coordenador Líder

Quaisquer dúvidas e/ou outras informações sobre a Oferta e este Prospecto poderão ser esclarecidas e obtidas

junto ao Sr. Ciro Giannini, superintendente de Mercado de Capitais do Coordenador Líder, responsável pela

Oferta, no seguinte endereço:

Banco ABN AMRO Real S.A.

Avenida Paulista, n.º 1374, 16º andar

01310-916 – São Paulo - SP

At.: Sr. Ciro Giannini

Superintendente de Mercado de Capitais

Telefone: (11) 3174-6830

Fax: (11) 3174-6809


O Coordenador Líder designa o Sr. Ciro Giannini, superintendente de Mercado de Capitais, para esclarecer

quaisquer dúvidas relativas à Oferta, inclusive para os fins previstos no artigo 33, parágrafo terceiro, inciso

III, da Instrução CVM n.º 400/03.

24

Coordenadores

Banco Santander

Rua Amador Bueno, n.º 474, 3º andar, Bloco C

04752-005 – São Paulo - SP

At.: Sr. Ricardo Corradi Leoni

Superintendente da Área de Mercado de Capitais

Telefone: (11) 5538-8379

Fax: (11) 5538-8252


Unibanco

Avenida Eusébio Matoso, n.º 897, 19º andar

05423-901 – São Paulo - SP

At.: Sr. Marcelo Pereira Fanganiello

Superintendente

Telefone: (11) 3097-1617

Fax: (11) 3097-4823


Citibank


01492-000 – São Paulo - SP

At.: Sr. Hamilton Agle

Telefone: (11) 5576-1012

Fax: (11) 5576-6558


25

Banco Mandatário

O Banco Mandatário e banco depositário pode ser contatado no seguinte endereço:

Banco Itaú S.A.

Avenida Engenheiro Armando de Arruda Pereira, n.º 707

Parque do Jabaquara

04344-902 - São Paulo – SP

At.: Sr. José Nilson Cordeiro

Gerente Comercial

Telefone: (11) 5029-1317

Fax: (11) 5029-1917


Agente Fiduciário

Planner Corretora de Valores S.A.

Avenida Paulista, n.º 2.439, 11º andar

01311-300 - São Paulo - SP

At.: Sr. Arthur Martins de Figueiredo

Telefone: (11) 3061-9444

Fax: (11) 3060-9575


Assessores Legais

Os assessores legais da Tractebel Energia e dos Coordenadores podem ser contatados no seguinte endereço:

Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr. e Quiroga Advogados

Alameda Joaquim Eugênio de Lima, n.º 447

01403-001 - São Paulo - SP

At.: Sr. José Eduardo Carneiro Queiroz e Sra. Marina Procknor

Telefone: (11) 3147-7634

Fax: (11) 3147-7770

Correio eletrônico: [email protected]/[email protected]

26

Auditores Independentes

A empresa responsável por auditar as demonstrações financeiras da Companhia nos exercícios sociais

encerrados em 31 de dezembro de 2002 e 2003 foi a Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes. A

empresa responsável por auditar as demonstrações financeiras da Companhia referentes ao exercício social

encerrado em 31 de dezembro de 2004, assim como pela revisão das informações trimestrais da Companhia

relativas aos períodos encerrados em 31 de março de 2004 e 31 de março de 2005 foi a Trevisan Auditores

Independentes.

Os auditores acima referidos podem ser contatados nos seguintes endereços:

Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes

Avenida Presidente Wilson, n.º 231, 22º andar

20030-021 – Rio de Janeiro - RJ

At.: Sr. Celso de Almeida Moraes

Telefone: (21) 3981-0500

Fax: (21) 3981-0600


Trevisan Auditores Independentes

Avenida Rio Branco, n.º 404

Torre II - sala 708

88015-200 – Florianópolis - SC

At.: Sr. Paulo Ricardo Pinto Alaniz

Telefone: (48) 223-3030 e (51) 3330-0452

Fax: (48) 223-3030


Declaração da Companhia e do Coordenador Líder

Nos termos do artigo 56 da Instrução CVM n.º 400/03, a Tractebel Energia e o Coordenador Líder declaram

que o presente Prospecto contém as informações relevantes necessárias ao conhecimento, pelos investidores,

das Debêntures, da Companhia, suas atividades, situação econômico-financeira, dos riscos inerentes à sua

atividade e quaisquer outras informações relevantes, bem como permitem uma tomada de decisão

fundamentada a respeito das Debêntures, tendo sido elaborado de acordo com as normas pertinentes.

27

Nos termos da regulamentação aplicável, a Tractebel Energia é responsável pela veracidade das informações

contidas neste Prospecto e declara que as mesmas são verdadeiras, consistentes e suficientes em todos os

aspectos relevantes, tendo sido verificadas pelo Sr. Marc Verstraete, Diretor Financeiro e de Relações com

Investidores da Tractebel Energia, signatário da Declaração da Tractebel Energia, anexa a este Prospecto. O

Coordenador Líder declara que tomou todas as cautelas e agiu com elevados padrões de diligência para

assegurar que as informações prestadas pela Tractebel Energia contempladas neste Prospecto são verdadeiras,

consistentes, corretas e suficientes, permitindo aos investidores uma tomada de decisão fundamentada a

respeito da Emissão, tendo sido as referidas informações verificadas pelos Srs. José de Menezes Berenguer

Neto e João Roberto Gonçalves Teixeira, vice-presidentes executivos do Coordenador Líder, signatários da

Declaração do Coordenador Líder, anexa a este Prospecto.

Independentemente do disposto acima, determinadas informações sobre o Brasil e o setor elétrico incluídas

neste Prospecto foram compiladas de fontes públicas disponíveis ao mercado. Nestes casos, a Tractebel

Energia e o Coordenador Líder não assumem qualquer responsabilidade pela veracidade ou precisão de tais

informações.

Assunções, previsões e eventuais expectativas futuras constantes deste Prospecto estão sujeitas a incertezas de

natureza econômica, política e competitiva e não devem ser interpretadas como promessa ou garantia de

resultados futuros ou desempenho da Companhia. Os potenciais investidores deverão conduzir suas próprias

investigações acerca de eventuais tendências ou previsões discutidas ou inseridas neste Prospecto, bem como

acerca das metodologias e assunções em que se baseiam as discussões dessas tendências e previsões.

28


29

3. INFORMAÇÕES RELATIVAS À OFERTA

Características e Prazos da Oferta

Condições de Colocação da Oferta

Destinação dos Recursos

Informações sobre os Coordenadores

Descritivo Preliminar

Capitalização

30


31

CARACTERÍSTICAS E PRAZOS DA OFERTA

Autorizações Societárias

A Emissão foi autorizada conforme deliberação da (i) Assembléia Geral Extraordinária da Tractebel Energia

realizada em 7 de abril de 2005, cuja ata foi registrada na JUCESC, sob n.º 20050926870, em 4 de maio de

2005, e publicada no Diário Oficial do Estado de Santa Catarina e nos jornais Diário Catarinense e Valor

Econômico, e da (ii) Reunião do Conselho de Administração da Tractebel Energia realizada em 29 de abril de

2005, cuja ata será registrada na JUCESC e publicada no Diário Oficial do Estado de Santa Catarina e nos

jornais Diário Catarinense e Valor Econômico. A Oferta foi registrada na CVM em [•], sob n.° [•].

Quantidade de Debêntures e Número de Séries

Serão emitidas 20.000 (vinte mil) Debêntures, em 2 (duas) séries, sendo 14.000 Debêntures da 1ª série e 6.000

Debêntures da 2ª série, conforme definido no Procedimento de Bookbuilding e ratificado pelo Conselho de

Administração da Tractebel Energia em reunião realizada em 29 de abril de 2005.

Valor Nominal Unitário, Valor Total da Emissão e Data de Emissão

As Debêntures terão Valor Nominal Unitário de R$ 10.000,00 (dez mil reais), perfazendo o montante total de

R$ 200.000.000,00 (duzentos milhões de reais) na Data de Emissão.

Para todos os efeitos legais, a Data de Emissão das Debêntures é 2 de maio de 2005.

Conversibilidade, Tipo e Forma

As Debêntures serão da forma escritural, não conversíveis em ações de emissão da Emissora.

Espécie e Garantia

As Debêntures serão da espécie quirografária, sem qualquer garantia.

Prazo e Data de Vencimento

As Debêntures da 1ª Série terão prazo de vigência de 6 (seis) anos contados da Data de Emissão, vencendo-se,

portanto, em 2 de maio de 2011 (“Data de Vencimento das Debêntures da 1ª Série”).

As Debêntures da 2ª Série terão prazo de vigência de 5 (cinco) anos contados da Data de Emissão, vencendo-

se, portanto, em 2 de maio de 2010 (“Data de Vencimento das Debêntures da 2ª Série”)

32

(a Data de Vencimento das Debêntures da 1ª Série em conjunto com a Data de Vencimento das Debêntures da

2ª Série, simplesmente a “Data de Vencimento”).

Distribuição e Negociação

As Debêntures serão registradas para subscrição no mercado primário no SDT, administrado pela ANDIMA e

operacionalizado pela CETIP, sendo a distribuição das Debêntures liquidada pela CETIP. As Debêntures

serão registradas para negociação no mercado secundário (i) no SND, administrado pela ANDIMA e

operacionalizado pela CETIP, com os negócios liquidados e as Debêntures custodiadas na CETIP e (ii) no

BOVESPA FIX da BOVESPA, com os negócios liquidados e as Debêntures custodiadas na CBLC.

Certificados de Debêntures

Não serão emitidos certificados representativos das Debêntures. Para todos os fins e efeitos, a titularidade das

Debêntures será comprovada pelo extrato emitido pela instituição financeira responsável pela escrituração das

Debêntures, o Banco Mandatário. Adicionalmente, será expedido pelo SND o “Relatório de Posição de

Ativos” acompanhado de extrato em nome do titular da Debênture, emitido pela instituição financeira

responsável pela custódia desses títulos quando depositados no SND. Para as Debêntures depositadas na

CBLC, será emitido extrato de custódia em nome do titular da Debênture.

Preço de Subscrição e Forma de Integralização

As Debêntures serão subscritas pelo seu Valor Nominal Unitário acrescido da Remuneração, calculada pro

rata temporis desde a Data de Emissão até a data de sua efetiva subscrição e integralização.

As Debêntures serão integralizadas em moeda corrente nacional, à vista, no ato da subscrição.


Remuneração das Debêntures da 1a Série

As Debêntures da 1ª Série serão atualizadas pelo IGP-M e farão jus a uma remuneração que contemplará

juros remuneratórios apurados mediante a aplicação de uma taxa percentual fixa de 9,29% ao ano incidente

sobre o Valor Nominal Unitário das Debêntures da 1ª Série atualizado pelo IGP-M, a partir da Data de

Emissão, conforme definida no Procedimento de Bookbuilding e ratificada pelo Conselho de Administração

da Tractebel Energia em reunião realizada em 29 de abril de 2005.

33

Pagamento da Remuneração das Debêntures da 1a Série

A Remuneração das Debêntures da 1ª Série será devida anualmente, sempre no dia 2 do mês de maio de

cada ano, sendo que o primeiro pagamento será realizado no dia 2 de maio de 2006 e o último, na Data de

Vencimento das Debêntures da 1ª Série (cada data de pagamento da Remuneração das Debêntures da 1ª

Série, uma “Data de Pagamento de Remuneração da 1ª Série”).

Remuneração das Debêntures da 2a Série

As Debêntures da 2ª Série farão jus a uma remuneração equivalente à acumulação de 103,90% da Taxa DI,

percentual este definido no Procedimento de Bookbuilding e ratificado pelo Conselho de Administração da

Tractebel Energia em reunião realizada em 29 de abril de 2005.

Pagamento da Remuneração das Debêntures da 2a Série

A Remuneração das Debêntures da 2ª Série será devida semestralmente, sempre no dia 2 dos meses de maio

e novembro de cada ano, sendo o primeiro pagamento devido no dia 2 de novembro de 2005 e o último, na

Data de Vencimento das Debêntures da 2ª Série (cada data de pagamento da Remuneração das Debêntures

da 2ª Série, uma “Data de Pagamento de Remuneração da 2ª Série”) (a Data de Pagamento de Remuneração

da 1ª Série em conjunto com a Data de Pagamento de Remuneração da 2ª Série, simplesmente a “Data de

Pagamento de Remuneração”).

Repactuação e/ou Resgate Antecipado

As Debêntures não serão objeto de repactuação e/ou resgate antecipado.

Amortização

O Valor Nominal Unitário das Debêntures não será amortizado, sendo pago exclusivamente ao final do

prazo de vigência das Debêntures, ou seja, na Data de Vencimento.

Aquisição Facultativa

A Tractebel Energia poderá, a qualquer tempo, adquirir as Debêntures de quaisquer das séries em circulação,

por preço não superior ao Valor Nominal Unitário das Debêntures, acrescido da Remuneração, calculada pro

rata temporis desde a Data de Emissão ou da Data de Pagamento de Remuneração imediatamente anterior,

conforme o caso, até a data da efetiva aquisição, observado o disposto no parágrafo 2º do artigo 55 da Lei

das Sociedades por Ações.

34

As Debêntures objeto desse procedimento poderão ser canceladas, permanecer em tesouraria da Emissora ou

ser colocadas no mercado.

Vencimento Antecipado

São considerados eventos de vencimento antecipado das Debêntures as seguintes ocorrências:

(i) pedido de auto-falência ou de falência não elidido no prazo legal, decretação de falência, pedido de

concordata preventiva, pedido de recuperação judicial ou extrajudicial, ou qualquer procedimento análogo

que venha a ser criado por lei, da Tractebel Energia;

(ii) falta de pagamento, pela Tractebel Energia, da Remuneração e/ou de quaisquer outros valores devidos aos

titulares de Debêntures nas respectivas datas de vencimento, não sanada em 2 dias corridos contados da

respectiva data de vencimento;

(iii) liquidação, dissolução ou extinção da Tractebel Energia;

(iv) inadimplemento de qualquer obrigação pecuniária prevista na Escritura de Emissão, que não as descritas

no item (ii) acima, não sanada no prazo de 10 dias corridos contados do aviso por escrito que lhe for enviado

pelo Agente Fiduciário;

(v) não cumprimento, pela Tractebel Energia, de qualquer obrigação não pecuniária prevista na Escritura de

Emissão, não sanada no prazo de 30 dias corridos contados do aviso por escrito que lhe for enviado pelo

Agente Fiduciário;

(vi) protesto de títulos no valor unitário ou agregado, de, no mínimo, R$ 40 milhões, por cujo pagamento a

Tractebel Energia seja responsável, ainda que na condição de garantidora, não sanado no prazo de 5 dias

corridos;

(vii) vencimento antecipado de qualquer dívida da Tractebel Energia decorrente de inadimplemento

contratual, no montante individual ou agregado, de, no mínimo, R$ 40 milhões; (viii) cisão, fusão ou ainda,

incorporação da Tractebel Energia por outra companhia, salvo se, nos termos do artigo 231 da Lei das

Sociedade por Ações, (a) tal alteração societária for aprovada por titulares de Debêntures representando a

maioria das Debêntures em circulação ou (b) se for garantido o direito de resgate aos titulares de Debêntures

que não concordarem com referida cisão, fusão ou incorporação;

(ix) caso o controle acionário da Tractebel Energia, de forma direta e/ou indireta, deixe de ser da Suez

Tractebel, sociedade anônima, organizada e existente de acordo com as Leis da França, com sede em Paris,

França;

35

(x) no caso de alienação, inoperância ou paralização prolongada ou qualquer outra forma de disposição, pela

Tractebel Energia, de ativos permanentes que representem, de forma individual ou agregada, 25% da

capacidade de geração de energia elétrica da Tractebel Energia, tomando-se por base a capacidade instalada

da Tractebel Energia na Data de Emissão e que comprovadamente afete a capacidade econômico-financeira

da Tractebel Energia;

(xi) intervenção ou perda da concessão/autorização da Tractebel Energia, conforme o caso, para explorar

atividades relacionadas à geração de energia;

(xii) redução do capital social da Tractebel Energia, exceto se previamente autorizado pelos titulares de

Debêntures em Assembléia Geral de Debenturistas, nos termos do parágrafo terceiro do artigo 174 da Lei das

Sociedades por Ações;

(xiii) pagamento de dividendos, juros sobre capital próprio ou qualquer outra participação no lucro prevista no

Estatuto Social da Tractebel Energia, ressalvado o pagamento do dividendo mínimo obrigatório previsto no

artigo 202 da Lei das Sociedades por Ações, se a Tractebel Energia estiver em mora com as suas obrigações

pecuniárias referidas na Escritura de Emissão; e

(xiv) não observância, pela Tractebel Energia, enquanto houver Debêntures em circulação, dos índices e

limites financeiros definidos na Escritura de Emissão.

Local de Pagamento

Os pagamentos a que fizerem jus as Debêntures serão efetuados utilizando-se os procedimentos adotados pela

CETIP e/ou pela CBLC, conforme o caso. As Debêntures que não estiverem custodiadas junto à CETIP e/ou à

CBLC terão os seus pagamentos realizados junto ao Banco Mandatário.

Multa e Juros Moratórios

Ocorrendo impontualidade no pagamento pela Emissora de qualquer quantia devida aos titulares de

Debêntures, os débitos em atraso vencidos e não pagos pela Emissora, ficarão, desde a data da inadimplência

até a data do efetivo pagamento, sujeitos a, independentemente de aviso, notificação ou interpelação judicial

ou extrajudicial (i) multa convencional, irredutível e não compensatória, de 2% (dois por cento) e (ii) juros

moratórios à razão de 1% (um por cento) ao mês, ambos incidentes sobre as quantias em atraso.

Decadência dos Direitos aos Acréscimos

O não comparecimento do titular de Debêntures para receber o valor correspondente a qualquer das

obrigações pecuniárias devidas pela Emissora, nas datas previstas na Escritura de Emissão ou em comunicado

publicado pela Emissora, não lhe dará direito ao recebimento de qualquer acréscimo relativo ao atraso no

recebimento, sendo-lhe, todavia, assegurados os direitos adquiridos até a data do respectivo vencimento.

36

Prorrogação dos Prazos

Considerar-se-ão prorrogados os prazos referentes ao pagamento de qualquer obrigação, até o primeiro dia

útil subseqüente, se o vencimento coincidir com dia em que não haja expediente comercial ou bancário na

cidade de São Paulo, sem nenhum acréscimo aos valores a serem pagos, ressalvados os casos cujos

pagamentos devam ser realizados pela CETIP e/ou pela CBLC, hipótese em que somente haverá prorrogação

quando a data de pagamento coincidir com feriado nacional, sábado ou domingo.

Publicidade

Todos os atos e decisões relevantes decorrentes da Emissão que, vierem a envolver, os interesses dos titulares

de Debêntures, deverão ser publicados sob a forma de “Aviso aos Debenturistas” nos jornais utilizados pela

Emissora para efetuar as publicações ordenadas pela Lei das Sociedades por Ações e pela legislação da CVM,

qual seja, o Diário Oficial do Estado de Santa Catarina, o Diário Catarinense e o Valor Econômico.

Classificação de Risco

A Emissora contratou a Fitch Ratings e a Standard & Poor’s para elaborar relatórios de classificação de risco

para a Emissão, os quais se encontram anexos a este Prospecto.

A Fitch Ratings classificou as Debêntures da Oferta com o rating AA-(bra) e a Standard & Poor’s classificou

as Debêntures da Oferta com o rating brA+.

Local onde as Debêntures podem ser Adquiridas

Os interessados em adquirir Debêntures poderão contatar os Coordenadores nos endereços abaixo indicados:

Coordenador Líder

Banco ABN AMRO Real S.A.


01310-916 – São Paulo - SP

At.: Sr. Jorge Simão

Superintendente de Distribuição Local

Telefone: (11) 3174-2200

Fax: (11) 3174-2676


37

Coordenadores

Banco Santander Rua Amador Bueno, n.º 474, 3º andar, Bloco C

04752-005 – São Paulo - SP

At.: Sr. Ricardo Corradi Leoni

Superintendente da Área de Mercado de Capitais

Telefone: (11) 5538-8379

Fax: (11) 5538-8252


Unibanco Avenida Eusébio Matoso, n.º 891, 19º andar

05423-901 – São Paulo - SP

At.: Sr. Marcelo Fanganiello

Superintendente

Telefone: (11) 3097-1617

Fax: (11) 3097-4823


Citibank Avenida Paulista, n.º 1111, 10º andar

01492-000 – São Paulo - SP

At.: Sr. Hamilton Agle

Telefone: (11) 5576-1012

Fax: (11) 5576-6558


Público Alvo

A Oferta será destinada a fundos de investimento e outros investidores considerados como qualificados nos

termos da Instrução CVM n.º 409/04.

Declaração de Inadequação do Investimento

A Oferta não é adequada a investidores que necessitem de ampla liquidez em seus títulos, uma vez que o

mercado secundário no Brasil para negociação de debêntures é restrito.

Informações Complementares

Quaisquer informações complementares sobre a Emissora, este Prospecto, a Oferta e as Debêntures poderão

ser obtidas na CVM ou nas sedes dos Coordenadores, nos endereços referidos acima.

38

CONDIÇÕES DE COLOCAÇÃO DA OFERTA

Nos termos da Lei n.º 6.385, de 7 de dezembro de 1976, e da Instrução CVM n.º 400/03, foi celebrado o

Contrato de Distribuição Pública de Debêntures Simples, sob o Regime de Garantia Firme, da 1ª Emissão da

Tractebel Energia S.A. (o ”Contrato de Distribuição”), por meio do qual a emissora contratou os

coordenadores para serem os responsáveis pela colocação das Debêntures junto ao público.

De acordo com o Contrato de Distribuição, a distribuição pública das Debêntures será realizada conforme as

condições descritas a seguir.

Regime e Prazo de Colocação

As Debêntures serão objeto de distribuição pública, sob o regime de garantia firme, com intermediação dos

Coordenadores, observado que a garantia firme de cada Coordenador deverá ser exercida nas duas séries da

Oferta, de acordo com as proporções indicadas abaixo:

a) O Coordenador Líder será responsável pela colocação, sob o regime de garantia firme, de 11.000 (onze

mil) Debêntures, com volume em reais, na Data de Emissão, de R$ 110.000.000,00 (cento e dez milhões de

reais);

b) O Unibanco será responsável pela colocação, sob o regime de garantia firme, de 3.500 (três mil e

quinhentas) Debêntures, com volume em reais, na Data de Emissão, de R$ 35.000.000,00 (trinta e cinco

milhões de reais);

(c) O Banco Santander será responsável pela colocação, sob o regime de garantia firme, de 3.500 (três mil e

quinhentas) Debêntures, com volume em reais, na Data de Emissão, de R$ 35.000.000,00 (trinta e cinco

milhões de reais); e

(d) O Citibank será responsável pela colocação, sob o regime de garantia firme, de 2.000 (duas mil)

Debêntures, com volume em reais, na Data de Emissão, de R$ 20.000.000,00 (vinte milhões de reais).

A colocação das Debêntures no mercado primário será realizada por meio do SDT, administrado pela

ANDIMA e operacionalizado pela CETIP, mediante a observância do plano de distribuição das Debêntures

descrito abaixo.

O prazo de colocação das Debêntures será de 5 (cinco) dias úteis contados da data da publicação do Anúncio

de Início (“Prazo de Colocação”).

Não será admitida a distribuição parcial das Debêntures, sendo que a Oferta somente será concluída em

havendo a subscrição e integralização, durante o Prazo de Colocação, do total das Debêntures distribuídas no

âmbito da Oferta. Os Coordenadores serão responsáveis, perante a Emissora, pela subscrição e integralização

das Debêntures que não tenham sido subscritas e integralizadas no âmbito da Oferta, sendo limitada a sua

responsabilidade de acordo com a proporção de Debêntures alocada para cada Coordenador nos termos do

Contrato de Distribuição.

Na hipótese de não conclusão da Oferta, por qualquer motivo, os investidores que já tiverem subscrito e

39

integralizado Debêntures receberão os montantes utilizados na integralização de Debêntures no prazo a ser

indicado no Anúncio de Início, deduzidos dos encargos e tributos devidos, sem qualquer remuneração.

Na hipótese de restituição de quaisquer valores aos investidores, conforme previsto acima, estes deverão

fornecer um recibo de quitação relativo aos valores restituídos, bem como efetuar a devolução dos boletins de

subscrição das Debêntures cujos valores tenham sido restituídos.

Os Coordenadores poderão, à seu exclusivo critério, a qualquer momento entre o registro da Oferta perante a

CVM e a liquidação da Oferta, revender as Debêntures que venham a ser por eles adquiridas em virtude do

exercício da garantia firme de colocação prevista no Contrato de Distribuição, pelo Valor Nominal Unitário

das Debêntures, atualizado pela Remuneração. Após a liquidação da Oferta e até a Data de Vencimento, os

Coordenadores poderão revender as Debêntures que venham a ser por eles adquiridas em virtude do exercício

da garantia firme de colocação prevista no Contrato de Distribuição, pelo Valor Nominal Unitário das

Debêntures atualizado pela Remuneração, com ou sem aplicação de ágio ou deságio, conforme o caso, de

acordo com a demanda do mercado e as condições mercadológicas prevalecentes à época. A revenda das

Debêntures aqui mencionada deverá ser efetuada respeitada a regulamentação aplicável.

Durante todo o Prazo de Colocação, o preço de integralização das Debêntures será o correspondente ao Valor

Nominal Unitário das Debêntures acrescido da Remuneração, calculada pro rata temporis desde a Data de

Emissão até a data da sua efetiva integralização, conforme disposto na Escritura de Emissão (“Preço de

Integralização”).

Plano de Distribuição das Debêntures

Os Coordenadores iniciarão a Oferta após o registro da Oferta junto à CVM e a publicação do Anúncio de

Início. A colocação das Debêntures será realizada de acordo com os procedimentos do SDT, administrado

pela ANDIMA e operacionalizado pela CETIP, bem como do Plano de Distribuição descrito abaixo (“Plano

de Distribuição”).

O público alvo da Oferta é formado por fundos de investimento e outros investidores considerados como

qualificados nos termos da Instrução CVM n.º 409/04, não existindo reservas antecipadas, nem fixação de

lotes máximos ou mínimos. Os Coordenadores, com expressa anuência da Emissora, organizarão a colocação

das Debêntures perante os investidores interessados, podendo levar em conta suas relações com clientes e

outras considerações de natureza comercial ou estratégica, tendo sido realizada, inclusive, a coleta de

intenções de investimento, nos termos da Instrução CVM n.º 400/03, por meio do Procedimento de

Bookbuilding.

Modificação e Revogação da Oferta e Restituição de Valores

A eventual modificação ou revogação da Oferta será imediatamente divulgada pelo Coordenador Líder aos

investidores, por meio dos mesmos meios utilizados para divulgação do Anúncio de Início.

Na hipótese de modificação das condições da Oferta, os investidores que já tiverem aderido à Oferta terão que

confirmar, no prazo de 5 (cinco) dias úteis contados do recebimento da comunicação do Coordenador Líder

referida acima, seu interesse em manter a sua aceitação da Oferta, sendo presumida a manutenção da

aceitação em caso de silêncio.

40

Na hipótese de modificação ou revogação da Oferta nos termos dos artigos 25 e 26 da Instrução CVM n.º

400/03, os montantes eventualmente entregues pelos investidores na subscrição e integralização de

Debêntures serão integralmente restituídos aos respectivos investidores, no prazo de 5 dias úteis contados da

manifestação do investidor, sem qualquer remuneração, deduzidos dos encargos e tributos devidos. Neste

caso, os investidores deverão fornecer um recibo de quitação referente aos valores restituídos, bem como

efetuar a devolução dos boletins de subscrição referentes às Debêntures já integralizadas.

Cronograma de Etapas da Oferta

Publicação de Aviso ao

Mercado

O pedido de registro da Oferta junto à CVM foi objeto de Aviso ao Mercado

publicado nos jornais Valor Econômico e Diário Catarinense, nos dias 14 e 15 de

abril de 2005, respectivamente, nos termos do artigo 53 da Instrução CVM n.º

400/03, para dar início ao Procedimento de Bookbuilding.

Procedimento de

Bookbuilding

Como etapa do Procedimento de Bookbuilding, nos termos do artigo 44 da

Instrução CVM n.º 400/03, foi realizada apresentação da Companhia e divulgação

do Prospecto no dia 19 de abril de 2005, sendo que o Procedimento de

Bookbuilding foi realizado pelos Coordenadores em 29 de abril de 2005.

Após o encerramento do Procedimento de Bookbuilding, os resultados apurados

foram ratificados em Reunião do Conselho de Administração da Companhia

realizada em 29 de abril de 2005.

Início da Oferta A Oferta, devidamente registrada perante a CVM, terá início após a publicação

do Anúncio de Início.

Prazo de Colocação 5 dias úteis, a partir da publicação do Anúncio de Início.

Manifestação de

aceitação da Oferta

pelos investidores

Iniciada a Oferta, os investidores interessados em adquirir Debêntures no âmbito

da Oferta poderão manifestar a sua intenção de adquirir Debêntures no âmbito da

Oferta, junto aos Coordenadores, a qualquer momento durante o Prazo de

Colocação, por meio da assinatura dos respectivos boletins de subscrição.

Distribuição junto ao

público

As Debêntures serão colocadas junto a fundos de investimento e outros

investidores considerados como qualificados nos termos da Instrução CVM n.º

409/04, não existindo reservas antecipadas, nem fixação de lotes máximos ou

mínimos.

Subscrição e

Integralização das

Debêntures

A subscrição das Debêntures será formalizada por meio da assinatura dos

respectivos boletins de subscrição. A integralização das Debêntures deverá ser

efetuada à vista, no ato da assinatura dos respectivos boletins de subscrição. O

pagamento das Debêntures deverá ser realizado em moeda corrente nacional e

não serão emitidos certificados representativos das Debêntures.

Restituição de Valores

nos termos dos artigos

30 e 31 da Instrução

CVM n.º 400/03

Na hipótese de não conclusão da Oferta, por qualquer motivo, os investidores que

já tiverem subscrito e integralizado Debêntures receberão os montantes utilizados

na integralização de Debêntures no prazo a ser indicado no Anúncio de Início,

deduzidos dos encargos e tributos devidos, sem qualquer remuneração.

Modificação ou

Revogação da Oferta

O Coordenador Líder divulgará imediatamente, aos investidores, notícia sobre

eventual modificação ou revogação da Oferta, por meio dos mesmos meios

utilizados para divulgação do Anúncio de Início.

41

Prazo para

manifestação de

aceitação da Oferta

pelos investidores, na

hipótese de

modificação das

condições da Oferta

Na hipótese de modificação das condições da Oferta, os investidores que já

tiverem aderido à Oferta terão que confirmar seu interesse em manter a sua

aceitação da Oferta no prazo de 5 dias úteis contados do recebimento da

comunicação do Coordenador Líder. A manutenção da aceitação da Oferta será

presumida em caso de silêncio.

Prazo para restituição

de valores aos

investidores na

hipótese de

modificação ou

revogação da Oferta

Em caso de (i) modificação da Oferta e o investidor não aceitar essa modificação

ou (ii) revogação da Oferta, os montantes eventualmente entregues pelos

investidores na subscrição e integralização de Debêntures serão integralmente

restituídos aos respectivos investidores no prazo de 5 dias úteis contados da

manifestação do investidor, sem qualquer remuneração ou atualização, deduzidos

dos encargos e tributos devidos.

Divulgação do

Resultado da Oferta

O resultado da Oferta será divulgado ao término da Oferta, por meio da

publicação do Anúncio de Encerramento nos jornais utilizados pela emissora para

efetuar as publicações ordenadas pela Lei das Sociedades por Ações e pela

legislação da CVM, quais sejam, Diário Oficial do Estado de Santa Catarina,

Diário Catarinense e Valor Econômico.

Comissões do Contrato de Distribuição

Pela execução dos serviços previstos no Contrato de Distribuição, a Emissora pagará aos Coordenadores a

seguinte remuneração:

a) Comissão de Estruturação e Coordenação, equivalente a 0,20% do Valor Nominal Unitário das Debêntures,

multiplicado pela quantidade de Debêntures emitidas no âmbito da Oferta;

b) Comissão de Colocação, equivalente a 0,10% do Preço de Integralização, multiplicado pela quantidade de

Debêntures emitidas no âmbito da Oferta; e

c) Comissão de Garantia Firme, equivalente a 0,10% do Preço de Integralização, multiplicado pela quantidade

de Debêntures emitidas no âmbito da Oferta.

Nenhuma outra remuneração ou prêmio serão contratados ou pagos pela Tractebel Energia aos

Coordenadores, direta ou indiretamente, por força ou em decorrência do Contrato de Distribuição, sem a

prévia manifestação da CVM.

42

Demonstrativo do Custo da Distribuição das Debêntures

Custo da Distribuição Montante (Em R$) Comissões 800.000,00 Taxa de Registro na CVM 82.870,00 Taxa ANBID 4.000,00 Despesas com publicação 119.049,09 Outras Despesas 13.005,00 Total 1.018.924,09

Custo Unitário de Distribuição

Preço por Debênture (R$)* Custo por Debênture (R$) Montante líquido para a

Emissora (R$) 10.000,00 50,95 9.949,05

* com base no Valor Nominal Unitário na Data de Emissão

Montante da Emissão (R$) Custo Máximo da Distribuição (R$)

Montante Líquido para a Emissora (R$)

200.000.000,00 1.018.924,09 198.981.075,91

Contrato de Garantia de Liquidez e Contrato de Estabilização de Preço

Não será constituído fundo de manutenção de liquidez ou firmado contrato de garantia de liquidez ou

estabilização de preço para as Debêntures.

Não há e nem será firmado contrato de estabilização de preços das Debêntures.

43

DESTINAÇÃO DOS RECURSOS

Os recursos obtidos por meio da Oferta destinar-se-ão ao pagamento antecipado de dívidas denominadas em

moeda estrangeira da Tractebel Energia e/ou de quaisquer de suas Controladas (contraídas para o

desenvolvimento regular de suas atividades), que têm vencimentos em longo prazo (até 2015) e estão

atreladas à remuneração que varia entre a Taxa LIBOR acrescida de spread de 4% ao ano e a Taxa LIBOR

acrescida de spread de 4,375% ao ano.

Na hipótese de não conclusão da Oferta em decorrência da não integralização da totalidade das Debêntures

objeto da Oferta, a Emissora não realizará o pagamento antecipado das dívidas referidas acima.

44

INFORMAÇÕES SOBRE OS COORDENADORES

Coordenador Líder

O Coordenador Líder é um banco pertencente ao grupo holandês ABN AMRO (o “Grupo ABN AMRO”). O

Grupo ABN AMRO é composto por instituições financeiras presentes em mais de 70 países ao redor do

mundo, incluindo o maior banco da Holanda (ABN AMRO Bank N.V.), um dos maiores da Europa e o

segundo maior banco estrangeiro em atuação nos Estados Unidos. O Coordenador Líder opera no Brasil há

mais de 85 anos.

Em 2003, o Coordenador Líder adquiriu o Banco Sudameris S.A., o nono maior banco privado do Brasil,

ampliando sua presença na região Sudeste do País e sua participação nos segmentos de clientes de alta renda.

Em 31 de dezembro de 2004, o ativo do Coordenador Líder era de R$ 61,6 bilhões e o Patrimônio Líquido de

R$ 7,8 bilhões, sendo o quarto maior banco privado do Brasil por volume de empréstimos e por depósitos e o

quinto em volume de ativos. Em 31 de dezembro de 2004, a rede de atendimento do Coordenador Líder

possuía cerca de 5,9 mil pontos de venda para atender seus 9,2 milhões de clientes.

O Coordenador Líder possui grande experiência em estruturação e distribuição de títulos no mercado de

capitais brasileiro, onde coordenou a emissão de debêntures de várias companhias, entre elas (i) a 10ª e a 11ª

emissão de debêntures da Braskem S.A., no valor total de R$ 625 milhões e R$ 1,2 bilhão respectivamente;

(ii) a 3ª emissão de Petrobrás, no valor total de R$ 775 milhões; (iii) a 3ª, 4ª, 5ª, 6ª e 7ª emissões de debêntures

da Companhia de Saneamento Básico do Estado de São Paulo – Sabesp, nos valores totais de R$ 448,3

milhões, R$ 300 milhões, R$ 400 milhões, R$ 600 milhões e R$ 300 milhões, respectivamente; (iv) a 1ª e a 2ª

emissão de NovaMarlim Petróleo S.A., nos valores de R$ 235,5 milhões e R$ 1,8 bilhão respectivamente; (v)

a 4ª emissão da Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia - Coelba, no valor de R$ 450 milhões; (vi) a

4ª emissão da Brasil Telecom S.A., no valor de R$ 500 milhões; e (vii) a 1ª emissão da Telecomunicações de

São Paulo S.A. – Telesp, no valor de R$ 1,5 bilhão, entre outras.

Coordenadores

Banco Santander

O Banco Santander é integrante do grupo Santander Central Hispano (“Grupo Santander”), presente em 42

países, líder na Espanha, 2º maior banco em capitalização de mercado da região do Euro e a maior instituição

financeira internacional da América Latina. Conta com um quadro de cerca de 103 mil empregados, dos quais

65% se encontram fora de Espanha. Há 18 anos o Banco Santander atua no Brasil, tendo adquirido, entre

janeiro e novembro de 2000, o controle acionário do Conglomerado Financeiro Meridional (composto pelo

Banco Meridional e pelo Banco de Investimentos Bozano, Simonsen) e do Banco do Estado de São Paulo -

45

Banespa. Referidas aquisições fazem parte da estratégia de consolidação do Grupo Santander no Brasil,

principalmente nas regiões Sul e Sudeste, onde estabeleceu sua base de crescimento no País.

Em 2004, o Banco Santander manteve-se focado no desenvolvimento de soluções customizadas para seus

clientes da área de Mercado de Capitais. Participando ativamente de importantes operações, o Banco

Santander firmou sua posição como um dos líderes nos mercados de renda fixa e renda variável no Brasil.

Em operações de renda fixa local, o Banco Santander atuou de forma criativa e inovadora em diversas

transações, atingindo um volume de subscrição total de cerca de R$ 4,7 bilhões, em 10 operações. Dentre

estas, cabe destacar o Furnas I - Fundo de Investimento em Direitos Creditórios, estruturado pelo Banco

Santander para Furnas. Este foi o maior fundo lastreado em recebíveis performados já distribuído no mercado

brasileiro e possibilitou, de forma inovadora, a captação de recursos para financiar o programa de

investimentos de Furnas sem aumentar seu endividamento. Outra operação que merece destaque foi a 1ª

emissão de debêntures da Telecomunicações de São Paulo S.A. – Telesp, no montante de R$ 1,5 bilhão, a

maior colocação de debêntures já realizada no mercado brasileiro. As operações coordenadas pela área de

atacado do Banco Santander em 2004 renderam à instituição a 6ª posição do ranking da ANBID em número

de operações no Brasil.

Até 31 de março de 2005, o Banco Santander havia participado em operações que totalizavam R$ 2,4 bilhões,

destacando-se entre elas a 7ª emissão da Companhia de Saneamento do Estado de São Paulo - Sabesp, 3ª

emissão da Copel, 10ª emissão de debêntures da Companhia Itauleasing de Arrendamento Mercantil, 3ª

emissão da Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro - CERJ e 2ª emissão da Companhia de Concessões

Rodoviárias - CCR.

No mercado internacional, a forte presença do Grupo Santander nos mais importantes mercados permitiu ao

Banco Santander executar operações que totalizaram US$ 790 milhões durante o ano de 2004. Dentre tais

operações, destacam-se um Euro-Comercial Paper para a Gerdau S.A., um Euro-Medium Term Note para a

Ultrapar Participações S.A. e um empréstimo sindicalizado para a Companhia de Eletricidade de Pernambuco

- Celpe.

Unibanco

Fundado em 1924, o Unibanco é o terceiro maior banco privado brasileiro. Oferece uma ampla gama de

produtos e serviços financeiros para uma diversificada base de clientes pessoas física e jurídica, de todos os

segmentos de renda. Os negócios do Unibanco compreendem os segmentos de varejo, atacado, seguros e

previdência e gestão de patrimônios. O Unibanco possui uma sólida posição de mercado em praticamente

todas as áreas em que atua.

Valendo-se de estratégia de cobertura que combina foco setorial e proximidade com o cliente, a área de

atacado do Unibanco tem cerca de 2.850 empresas-clientes, divididas entre médias e grandes, e 400

46

investidores institucionais no Brasil e no exterior. O Unibanco tem consistentemente ocupado posições de

destaque em fusões e aquisições, project finance e nos mercados de renda fixa e renda variável.

Com larga experiência em emissões de títulos no mercado de capitais brasileiro, o Unibanco coordenou

operações de destaque nos últimos anos. Em 2004, o Unibanco participou de emissões de debêntures e notas

promissórias que somaram mais de R$ 3,5 bilhões, entre as quais, foi coordenador líder (i) da 12ª emissão de

debêntures da Braskem S.A., no valor de R$ 1,2 bilhão, (ii) do primeiro programa de valores mobiliários do

mercado brasileiro, no valor de R$ 1,5 bilhão, estruturado para CEMIG, e da 1ª emissão no âmbito desse

programa, no valor de R$ 400 milhões, (iii) da 2ª emissão de notas promissórias da Companhia de

Saneamento Básico do Estado de São Paulo – SABESP, no valor de R$ 130 milhões, e (iv) do programa de

valores mobiliários da Companhia de Saneamento Básico do Estado de São Paulo – SABESP, no valor de R$

1,5 bilhão, e da 1ª emissão no âmbito desse programa, no valor de R$ 600 milhões. Ainda em 2004,

participou como coordenador das seguintes emissões: (i) 2ª emissão de debêntures da Neoenergia S.A., no

valor de R$ 315 milhões, (ii) 4ª emissão de debêntures da América Latina Logística S.A. – ALL, no valor de

R$135 milhões, (iii) 1ª emissão de debêntures da Nova Dutra S.A., no valor de R$ 180 milhões, (iv) 2ª

emissão de debêntures da CERJ - Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro, no valor de R$ 294 milhões

e (v) 2ª emissão de debêntures da Companhia Elétrica da Bahia S.A., no valor de R$ 450 milhões.

Em 31 de março de 2005, o Unibanco havia participado como coordenador das seguintes emissões (i) 8ª

emissão de debêntures Simples da Caixa de Administração da Dívida Pública Estadual S.A. - CADIP, no

valor de R$ 120 milhões, (ii) 3ª emissão de debêntures da Companhia de Eletricidade do Rio de Janeiro -

CERJ, no valor de R$ 400 milhões, e (iii) 7ª emissão de debêntures da Companhia de Saneamento Básico do

Estado de São Paulo – SABESP, no valor de R$ 300 milhões.

Citibank

O Citigroup, grupo do qual o Citibank é integrante, é um dos maiores conglomerados financeiros do mundo,

estando presente em mais de 100 países. Em 31 de março de 2005, o Citigroup possuía cerca de 200 milhões

de contas de clientes, 300 mil funcionários e ativos totais de US$ 1,5 trilhão, distribuídos entre pessoas físicas

e jurídicas, entidades governamentais e outras instituições, combinando recursos globais com forte presença

local.

Presente há 90 anos no Brasil, o Citigroup contava, em 31 de março de 2005, com 2.974 funcionários, R$

21.9 bilhões em ativos e mais de 200 mil correntistas.

Como integrante desse conglomerado financeiro, o Citibank atua continuamente e com forte presença no

segmentos Corporate e Investment Banking, com destaque para áreas de renda fixa e variável, fusões e

aquisições, project finance e empréstimos sindicalizados.

47

Em 2004, o Citibank participou de diversas emissões de debêntures, que totalizaram R$ 3.7 bilhões. Nos anos

anteriores o Citibank participou de diversas outras operações importantes para o mercado de capitais local.

Relacionamento da Tractebel Energia com o Coordenador Líder

Em 23 de fevereiro de 2001, o Coordenador Líder e a Tractebel Energia celebraram o Contrato de Repasse de

Recursos Captados no Exterior em Moeda Estrangeira (“Contrato de Repasse”), por meio do qual o

Coordenador Líder concedeu crédito no valor de US$ 14.100.000,00 à Tractebel Energia, mediante repasse

parcial de recursos captados no exterior junto ao Banco Europeu de Investimento. Para maiores informações

sobre o Contrato de Repasse, vide item “Contratos Relevantes“, na seção “Atividades da Companhia”.

O Contrato de Repasse corresponde ao único relacionamento comercial entre a Tractebel Energia e o

Coordenador Líder em 31 de março de 2005.

Relacionamento da Tractebel Energia com os Coordenadores

Banco Santander

Em 31 de março de 2005, o relacionamento comercial do Banco Santander com a Tractebel Energia decorria

de operações comerciais usuais no mercado financeiro, especificamente operações de derivativos com a

finalidade de proteção, aplicações financeiras em certificados de depósito bancário de emissão do Banco

Santander e prestação de serviços como banco custodiante/mandatário de títulos de emissão de sociedades

coligadas à Tractebel Energia, que, em 31 de março de 2005, envolviam montantes de aproximadamente R$

200 milhões.

Unibanco

Em 31 de março de 2005, o Unibanco possuía com a Tractebel Energia relacionamento comercial decorrente

das seguintes operações no mercado financeiro: (i) derivativos com a finalidade de proteção, no montante

total de aproximadamente US$ 50 milhões, (ii) fianças de performance, que totalizam cerca de R$ 35 milhões,

e (iii) aplicações financeiras da Tractebel Energia, no montante total da ordem de R$ 25 milhões.

Citibank

Em 31 de março de 2005, o Citibank possuía com a Tractebel Energia relacionamento comercial decorrente

da prestação de serviços de cash management em montante mensal da ordem de R$ 20 milhões.

48

DESCRITIVO PRELIMINAR

A presente seção contém informações apresentadas em outras seções deste Prospecto acerca da Companhia,

mas não possui todas as informações que deverão ser consideradas pelos investidores antes da tomada da

decisão de investimento nas Debêntures no âmbito da Oferta. A leitura da presente seção não substitui a

leitura deste Prospecto.

A Companhia

Em leilão de privatização realizado em 15 de setembro de 1998, a Tractebel Sul Ltda., atualmente

denominada Tractebel EGI South America, adquiriu o controle acionário da Gerasul, subsidiária regional da

Eletrobrás responsável pela geração da energia elétrica destinada ao abastecimento dos Estados do Paraná,

Santa Catarina, Rio Grande do Sul e, posteriormente, Mato Grosso do Sul.

A Gerasul assumiu a marca da sua controladora em fevereiro de 2002, passando a ser denominada Tractebel

Energia S.A.

Em setembro de 2004 completaram-se seis anos desde a realização do leilão do controle acionário da estatal

Gerasul e a sua aquisição pela Tractebel EGI South America. Nesse período, a Companhia realizou

investimentos da ordem de R$ 2,5 bilhões (a preços atualizados) na expansão e ampliação da confiabilidade

de suas usinas, consolidando sua atuação no setor elétrico brasileiro. Nesse mesmo período, a Capacidade

Instalada da Companhia apresentou crescimento de 67%, passando de 3.719 MW para 6.202 MW. Verificou-

se, ainda, um aumento de 74% na Energia Assegurada, que passou de 2.143 MW médios para 3.737 MW

médios.

Com um Parque Gerador composto por 13 usinas hidrelétricas e termelétricas instaladas nos Estados do Rio

Grande do Sul, Santa Catarina, Paraná, Mato Grosso do Sul e Goiás, a Companhia é a maior geradora de

energia elétrica do setor privado do País. Em 2004, a Companhia gerou cerca de 30.721 GWh, o que

correspondeu a aproximadamente 8% da geração total de energia elétrica do Brasil no mesmo período.

A Companhia tem como maiores clientes empresas concessionárias de distribuição de energia elétrica. Desde

1999, no entanto, estabeleceu como parte de sua estratégia de negócios a inclusão de outras Distribuidoras e

Comercializadoras e, principalmente, de Consumidores Industriais em sua carteira de clientes. Em 31 de

março de 2005, a Companhia tinha contratos de venda de energia com 84 Consumidores Industriais

localizados em 12 Estados brasileiros, possuindo o melhor índice de contratação do setor, com 700 MW

médios contratados junto a tais clientes.

Nos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2002, 2003 e 2004, a Companhia apresentou receitas

líquidas da ordem de R$ 1.375.275 mil, R$ 1.830.936 mil e R$ 2.469.931 mil, respectivamente. O valor do

ativo consolidado da Companhia, em 31 de março de 2005, era da ordem de R$ 6.348.106 mil, apresentando

aumento de R$ 97.593 mil em relação ao valor apurado em 31 de março de 2004.

49

A linha do tempo abaixo destaca os principais acontecimentos nos 6 anos de história da Companhia:

O Grupo Suez

A Tractebel Energia é controlada pela Tractebel EGI South America, que, em 31 de março de 2005, detinha

78,30% do seu capital social. A Tractebel EGI South America e a Tractebel Energia são sociedades que

integram o Grupo Suez, cuja atuação nas áreas industrial e de serviços é reconhecida internacionalmente.

Com origem na França, o Grupo Suez oferece soluções inovadoras nos setores de energia e meio ambiente a

empresas, comunidades e indivíduos em mais de 100 países. No setor de energia, é o primeiro fornecedor em

serviços de energia na Europa, o primeiro importador de gás liquefeito nos Estados Unidos e a quinta maior

companhia de eletricidade européia. No setor de meio ambiente, é o primeiro no mundo em serviços de água e

de saneamento (em população atendida), o primeiro na Europa em gestão de resíduos e o primeiro no mundo

em usinas de tratamento de água.

Nos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2002, 2003 e 2004, o Grupo Suez apresentou

receitas da ordem de EUR 40,7 bilhões, EUR 39,6 bilhões e EUR 40,7 bilhões, respectivamente. O valor do

ativo consolidado do Grupo Suez, em 31 de março de 2005, era da ordem de EUR 62,9 bilhões, apresentando

diminuição de EUR 6,4 bilhões em relação ao valor apurado em 31 de março de 2004.

O esquema a seguir representa a estrutura de controle na qual a Tractebel Energia estava inserida em 31 de

dezembro de 2004:

Fonte: Tractebel Energia S.A.

Suez Tractebel

Consórcio Estreito Energia

Cia. Energética São Salvador

Tractebel EGI South America

Tractebel Energia

78,32% 100% 30%

100%

2002A Gerasul assume a

marca de sua controladora e passa a se chamar Tractebel Energia S.A.

Iniciam as operações da UHE Machadinho

Inauguração da UHE Cana Brava

A Companhia realiza o 1ª leilão de venda de energia elétrica no País, na BOVESPA

2003Consolidação da

Companhia no mercado livre de venda de energia

Iniciam as operações da Unidade de Co-geração Lages, 1ª usina movida a biomassa em Santa Catarina

Completam-se R$ 2,5 bilhões investidos na expansão do Parque Gerador, cuja Capacidade Instalada salta para 6.202 MW

1998Aquisição da estatal

Gerasul, com Capacidade Instalada para gerar 3.719 MW

2000 Iniciam as operações da

UHE Itá

2001Iniciam as operações da

UTE William Arjona, usando gás natural

2004A Companhia atinge a

marca 700 MW médios vendidos diretamente a grandes Consumidores Industriais

7 das 13 usinas da Companhia recebem a certificação ISO 9.001 e ISO 14.0001, do Bureau

Veritas Quality

International (BVQI)

50

CAPITALIZAÇÃO

O quadro abaixo apresenta o endividamento de curto e longo prazos constantes das Demonstrações

Financeiras Consolidadas da Companhia e a capitalização total da Companhia nos exercícios sociais

encerrados em 31 de dezembro de 2002, 2003 e 2004 e nos períodos encerrados em 31 de março de 2004 e

2005, além de uma coluna “pró-forma”, incluindo o impacto da Emissão das Debêntures em 31 de março de

2005. Os dados abaixo deverão ser lidos em conjunto com as seções “Informações Financeiras Consolidadas

Selecionadas da Companhia” e “Análise e Discussão da Administração sobre as Demonstrações Financeiras

Consolidadas e Resultados Operacionais da Companhia” deste Prospecto.

CAPITALIZAÇÃO 31 de dezembro 31 de março Pró-Forma

2004 2003 2002 2005 2004 (em R$ mil)

Passivo Total 6.205.152 6.132.309 6.778.396 6.348.106 6.250.513 6.248.111 Passivo Circulante 1.233.257 1.054.409 1.122.590 1.236.618 1.006.903 1.235.306 Empréstimos e Financiamentos (1) 277.712 258.497 507.265 292.194 275.003 254.882 Moeda Estrangeira Secretaria do Tesouro Nacional 104.561 103.309 78.850 109.532 111.927 109.532 Instituições Financeiras 48.857 44.958 61.156 54.691 50.502 17.379 Moeda Nacional Eletrobrás 66.406 60.111 54.413 68.080 61.626 68.080 Instituições Financeiras 57.888 50.119 311.026 59.891 50.948 59.891 Debêntures 18.599 15.814 - 28.871 28.361 28.871 Encargos de debêntures 4.761 5.423 16.831 9.025 10.243 45.025 Operações com derivativos 28.002 - - 11.337 - 11.337 Outros 904.183 774.675 598.494 895.191 693.296 895.191 Passivo Exigível a Longo Prazo 2.184.939 2.476.104 2.895.507 2.152.305 2.455.497 2.053.622 Empréstimos e Financiamentos 1.539.409 1.859.455 2.251.696 1.489.870 1.833.290 1.191.187 Moeda Estrangeira Secretaria do Tesouro Nacional 414.074 560.165 774.396 413.321 563.869 413.321 Instituições Financeiras 491.788 571.211 711.918 472.623 558.753 173.940 Moeda Nacional Eletrobrás 247.802 314.208 374.319 230.142 298.222 230.142 Instituições Financeiras 385.745 413.871 391.063 373.784 412.446 373.784 Debêntures 153.619 166.100 179.041 154.389 166.972 354.389 Outros 491.911 450.549 464.770 508.046 455.235 508.046 Patrimônio Líquido 2.786.956 2.601.796 2.760.299 2.959.183 2.728.113 2.959.183 Capital Social 2.445.766 2.445.766 2.445.766 2.445.766 2.445.766 2.445.766 Reservas de Capital 91.695 91.695 91.695 91.695 91.695 91.695 Reservas de Lucros 249.495 64.335 222.838 249.495 64.335 249.495 (1) Inclui principal e encargos

51

4. FATORES DE RISCO

Riscos Relacionados a Fatores Macroeconômicos

Riscos Relacionados ao Setor Elétrico Brasileiro

Riscos Relacionados à Companhia

Riscos Relacionados à Oferta

52


53

FATORES DE RISCO

Antes de tomar uma decisão de investimento nas Debêntures os potenciais investidores devem considerar

cuidadosamente, à luz de suas próprias situações financeiras e objetivos de investimento, todas as

informações disponíveis neste Prospecto e, em particular, avaliar os fatores de risco descritos a seguir.

Riscos Relacionados a Fatores Macroeconômicos

O Governo Federal e outras entidades da administração pública têm exercido influência significativa sobre

a economia brasileira. Condições políticas e econômicas no Brasil podem influenciar adversamente as

atividades da Companhia.

O Governo Federal intervém freqüentemente na economia brasileira e ocasionalmente implementa mudanças

significativas na política e regulamentação econômica. As ações do Governo Federal para controlar a inflação

e dar efeito a outras políticas incluíram controle sobre preços e salários, desvalorizações da moeda, controles

sobre o fluxo de capital e limites nas importações, entre outras medidas. Os negócios, condições financeiras e

os resultados das operações da Companhia poderão ser adversamente afetados por mudanças de políticas

públicas, sejam elas implementadas em âmbito federal, estadual ou municipal, referentes a tarifas públicas e

controles sobre o câmbio, bem como por outros fatores, tais como:

variação cambial;

inflação;

taxas de juros;

liquidez do mercado doméstico financeiro e de capitais;

política fiscal; e

outros desenvolvimentos políticos, sociais e econômicos no Brasil ou que afetem o Brasil.

A futura evolução da economia brasileira, assim como das políticas do Governo Federal poderá afetar

adversamente os negócios da Companhia e os seus resultados.

A inflação e certas medidas governamentais para combatê-la podem contribuir para a incerteza econômica

no Brasil e prejudicar os negócios da Companhia.

O Brasil apresentou altas taxas de inflação no passado. Mais recentemente, a taxa de inflação brasileira foi de

10% em 2000, 10,4% em 2001, 25,3% em 2002, 8,7% em 2003 e 12,4% em 2004 (conforme apurado pelo

IGP-M). Medidas para conter a inflação, combinadas com a especulação sobre possíveis medidas

governamentais futuras, têm contribuído para incertezas na economia brasileira e para aumentar a volatilidade

no mercado de capitais brasileiro. Ações futuras do Governo Federal, incluindo definição das taxas de juros

ou intervenções no mercado de câmbio para ajustar ou recuperar o valor do real, poderão ter efeitos relevantes

54

e adversos na economia brasileira e/ou nos negócios da Companhia. Caso o Brasil apresente altas taxas de

inflação no futuro, talvez a Companhia não seja capaz de reajustar as tarifas dos seus contratos de compra e

venda de energia elétrica para compensar os efeitos da inflação em sua estrutura de custos operacionais e/ou

financeiras. Pressões inflacionárias também podem afetar a capacidade da Companhia de se antecipar a

políticas governamentais de combate à inflação que possam causar danos aos seus negócios.

Oscilações do valor do real frente ao valor do dólar dos Estados Unidos da América e de outras moedas

podem afetar negativamente a capacidade de pagamento da Companhia.

A moeda brasileira, historicamente, apresentou desvalorizações freqüentes. O real desvalorizou 18,7% em

relação ao dólar dos Estados Unidos da América em 2001 e 52,3% em 2002. Em 2003 e 2004, entretanto,

houve valorização do real frente ao dólar dos Estados Unidos da América correspondente a, respectivamente,

18,2% e 1,1%. O resultado da desvalorização acentuada do real em relação ao dólar dos Estados Unidos da

América poderá gerar inflação e medidas governamentais para combater eventuais surtos inflacionários, entre

as quais a elevação na taxa básica de juros. Tais medidas podem gerar efeitos relevantes e adversos na

economia brasileira e/ou nos negócios da Companhia.

A deterioração das condições econômicas e de mercado em outros países, principalmente nos emergentes,

pode afetar negativamente a economia brasileira e os negócios da Companhia.

A economia brasileira e as companhias brasileiras têm sido, em diferentes intensidades, impactadas pelas

condições econômicas e de mercado de outros países emergentes, bem como pelas reações dos investidores

com relação a essas condições. A oferta de crédito a empresas brasileiras é influenciada pelas condições

econômicas e de mercado no Brasil e, em graus variáveis, pelas condições de mercado de outros países

emergentes, principalmente países da América Latina.

Acontecimentos ou condições de outros países emergentes já afetaram significativamente a disponibilidade de

crédito na economia brasileira e resultaram em consideráveis saídas de recursos e queda no volume de

investimentos estrangeiros no Brasil.

Não há como garantir que futuros acontecimentos em países emergentes, bem como as medidas a serem

adotadas pelos governos desses países, não afetarão a oferta de crédito no mercado local e internacional de

modo adverso causando efeitos negativos na economia brasileira e nos resultados da Companhia.

Considerando que a Companhia atua em setor que exige investimentos significativos, caso o seu acesso ao

mercado de capitais e de crédito seja limitado, a Companhia poderá enfrentar dificuldades para cumprir seu

plano de investimentos e manter sua parcela de mercado, afetando de forma negativa seus resultados e sua

condição financeira.

55

Efeitos das flutuações da taxas de juros.

O Banco Central estabelece as taxas básicas de juros para o sistema bancário brasileiro. Em anos recentes, a

taxa de juros básica tem oscilado, chegando a, aproximadamente, 45% em março de 1999 e caindo para

15,25% em 17 de janeiro de 2001. De fevereiro a julho de 2002, o Banco Central diminuiu a taxa básica de

juros de 19,00% para 18,00%, em 17 de julho de 2002. De outubro de 2002 a fevereiro de 2003, o Banco

Central aumentou a taxa básica de juros em 8,5 pontos percentuais, para 26,5% em 19 de fevereiro de 2003. A

taxa básica de juros permaneceu em alta até junho de 2003, quando o Banco Central iniciou a trajetória de

decréscimo da taxa básica de juros. Posteriormente, ao longo do ano de 2004 e nos primeiros meses de 2005,

a taxa de juros básica voltou a sofrer majoração por decisão do Banco Central, sendo que, na data deste

Prospecto, a taxa básica de juros era de 19,25%.

A elevação das taxas de juros poderá ter impacto negativo no resultado da Companhia, na medida em que

pode inibir o crescimento econômico e, conseqüentemente, a demanda por energia, e também porque suas

atividades exigem intensos investimentos de capital. Tais investimentos são, em sua maioria, financiados com

recurso de terceiros e remunerados com taxas de juros pós-fixadas.

Alterações na legislação tributária do Brasil poderão afetar adversamente os resultados operacionais da

Companhia.

O Governo Federal regularmente implementa alterações no regime fiscal, que afetam os participantes do

mercado de energia, a Companhia, as Distribuidoras e os Consumidores Industriais. Essas alterações incluem

mudanças nas alíquotas e, ocasionalmente, a cobrança de tributos temporários, cuja arrecadação é associada a

determinados propósitos governamentais específicos. Algumas dessas medidas poderão resultar em aumento

da carga tributária da Companhia, que poderá, por sua vez, influenciar sua lucratividade e afetar adversamente

os preços de sua energia vendida e seu resultado financeiro. Não há garantias de que a Companhia será capaz

de manter seus preços, o fluxo de caixa projetado ou a sua lucratividade se ocorrerem alterações significativas

nos tributos aplicáveis às suas operações e ao mercado de energia elétrica.

Riscos Relacionados ao Setor Elétrico Brasileiro

A extensa legislação e regulamentação governamental e eventuais alterações na regulamentação do setor

elétrico podem afetar os negócios e os resultados da Companhia.

A atividade da Companhia, assim como dos seus concorrentes, é regulamentada e supervisionada pela

ANEEL e pelo MME. A ANEEL, o MME e outros órgãos fiscalizadores têm, historicamente, exercido um

grau substancial de influência sobre os negócios da Companhia, incluindo a influência sobre as modalidades e

os termos e condições dos contratos de venda de energia que esta está autorizada a celebrar, bem como sobre

os níveis de produção de energia. Recentemente, o Governo Federal implantou novas políticas para o setor de

energia. Em 15 de março de 2004, foi aprovada a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, que alterou

56

substancialmente as diretrizes até então vigentes e as regras aplicáveis à venda de energia elétrica pela

Companhia, as quais incluem:

a criação de um mercado regulamentado para a compra e venda de energia elétrica, no qual as

Distribuidoras devem contratar, por meio de leilões públicos, 100% de sua demanda de energia;

a necessidade das Geradoras comprovarem que possuem condições de fornecimento de energia a

seus consumidores; e

a proibição da venda de energia por Geradoras a Distribuidoras afiliadas.

Tal legislação permanece sujeita à regulamentação por parte do MME e da ANEEL, por meio de decretos,

resoluções e outros atos normativos, e sua constitucionalidade está atualmente sendo questionada perante o

Supremo Tribunal Federal. Até a data deste Prospecto, o Supremo Tribunal Federal não havia chegado a uma

decisão final sobre o questionamento, e, portanto, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico permanecia em

vigor.

No caso da totalidade ou de uma parte relevante da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico ser considerada

inconstitucional pelo Supremo Tribunal Federal, o marco regulatório introduzido pela referida Lei poderá não

mais vigorar, gerando incerteza em relação à forma e ao momento em que o Governo Federal será capaz de

introduzir mudanças no setor elétrico.

O efeito das reformas introduzidas pela Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico e sua continuidade, o resultado

final da ação perante o STF e reformas futuras no setor elétrico são difíceis de se prever, sendo que as mesmas

poderão ter um impacto negativo sobre os negócios da Companhia e seus resultados operacionais.

Novas regras para a venda de energia elétrica e condições de mercado poderão, no futuro, afetar os preços

de venda de energia elétrica praticados.

A legislação em vigor permite que as Distribuidoras que venham a contratar com a Companhia no Ambiente

de Contratação Regulada reduzam suas quantidades contratadas até um determinado limite, expondo a

Companhia ao risco de não contratar o respectivo volume nas mesmas condições com outro cliente. Se a

Companhia não puder contratar a capacidade excedente com preços adequados, sua receita e seus resultados

poderão ser afetados negativamente no futuro.

O impacto de uma potencial falta de eletricidade e o conseqüente racionamento da eletricidade poderá ter

um efeito relevante e adverso sobre os negócios e resultados operacionais da Companhia.

A energia hidrelétrica é a maior fonte de eletricidade no Brasil, representando aproximadamente 78% da

Capacidade Instalada do Brasil, em 2004 e 92% da energia efetivamente gerada. Nos anos anteriores a 2001, a

ocorrência de chuvas em volumes substancialmente menores que as médias históricas e a falta de expansão da

capacidade instalada do SIN (em particular devido a entraves legais e regulatórios verificados no programa de

57

expansão da capacidade termelétrica), resultaram na redução acentuada dos níveis dos reservatórios nas

regiões Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste do País. Diante dessa condição adversa, em 15 de maio de 2001, o

Governo Federal implantou um programa de redução do consumo de energia, que ficou conhecido como

Programa de Racionamento. O Programa de Racionamento estabeleceu índices de redução de consumo de

energia para Consumidores Industriais, comerciais e residenciais, que variavam de 15% a 25%, e durou de

junho de 2001 a fevereiro de 2002. Se o Brasil passar por mais um período de potencial ou efetiva escassez de

eletricidade, o Governo Federal poderá implementar políticas e medidas que poderão ter efeito substancial e

adverso na condução dos negócios, nos resultados operacionais e na condição financeira da Companhia.

Alterações nas leis e regulamentos ambientais podem afetar de maneira adversa os negócios de empresas

do setor de energia elétrica, inclusive a Companhia.

As empresas do setor de energia elétrica, incluindo a Companhia, estão sujeitas a uma rigorosa legislação

ambiental nas esferas federal, estadual e municipal no tocante, dentre outros, ao gerenciamento de resíduos

perigosos, às emissões atmosféricas e às intervenções em áreas especialmente protegidas. Tais empresas

necessitam de licenças e autorizações de agências governamentais para suas atividades. Na hipótese de

violação ou não cumprimento de tais leis, regulamentos, licenças e autorizações, as empresas podem sofrer

sanções administrativas, tais como multas, interdição de atividades, cancelamento de licenças e revogação de

autorizações, ou ficarem sujeitas a sanções criminais (inclusive seus administradores). Podem, ainda, ser

obrigadas a arcar com substanciais gastos com medidas compensatórias. As agências governamentais ou

outras autoridades podem também editar novas regras mais rigorosas ou buscar interpretações mais restritivas

das leis e regulamentos existentes, que podem obrigar as empresas do setor de energia elétrica, incluindo a

Companhia, a gastar recursos adicionais na adequação ambiental, inclusive obtenção de licenças ambientais

para instalações e equipamentos que não precisavam de licença ambiental. Qualquer ação neste sentido por

parte das agências governamentais poderá afetar de maneira negativa os negócios do setor de energia elétrica

e ter um efeito adverso para a Companhia.

A ocorrência de danos ambientais envolvendo as atividades da Companhia pode sujeitar a Companhia ao

pagamento de substanciais custos de recuperação ambiental e indenizações, que podem afetar

negativamente os negócios da Companhia.

As atividades do setor de energia podem causar significativos impactos negativos e danos ao meio ambiente.

A legislação federal impõe àquele que direta ou indiretamente causar degradação ambiental o dever de reparar

ou indenizar os danos causados ao meio ambiente e a terceiros afetados, independentemente da existência de

culpa. A legislação federal também prevê a desconsideração da personalidade jurídica da empresa poluidora

para viabilizar o ressarcimento de prejuízos causados à qualidade do meio ambiente. Como conseqüência, os

sócios e administradores da empresa poderão ser obrigados a arcar com o custo da reparação ambiental. O

pagamento de substanciais custos de recuperação do meio ambiente e indenizações ambientais pode obrigar a

Companhia a retardar ou redirecionar investimentos em outras áreas e ter um efeito adverso para a

Companhia.

58

Redução dos preços de venda de energia elétrica decorrente da participação nos leilões de energia

promovidos pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE no Ambiente de Contratação

Regulada.

Em 7 de dezembro de 2004, foi realizado o primeiro leilão de energia nos termos da Lei do Novo Modelo do

Setor Elétrico, por meio do qual foram leiloados montantes de energia elétrica de empreendimentos

existentes (energia velha).

Considerando que a Companhia é, nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, um

“empreendimento de geração existente”, ao participar dos leilões de “energia velha”, a Companhia estará

concorrendo com companhias estatais e federais de geração de energia elétrica. De um modo geral, essas

companhias estatais e federais têm menores custos para geração de energia elétrica, sendo capazes de

oferecer uma energia mais barata que os outros empreendimentos de geração. Deste modo, a participação

dessas companhias nos leilões de energia velha acarretará a queda dos preços de venda de energia dos outros

empreendimentos.

A participação da Companhia nos referidos leilões poderá acarretar uma redução de sua receita, tendo em vista que

será necessário baixar seus preços de venda de energia para viabilizar a venda de sua energia nos leilões.

Crescimento da concorrência no segmento de Consumidores Livres em decorrência do término dos

Contratos Iniciais.

Durante o período de transição previsto pela Lei do Setor Elétrico (entre os anos de 1998 e 2005), toda a

energia existente no mercado foi contratada por meio de Contratos Iniciais que, com preços e quantidades de

energia e de demanda de potência determinados pela ANEEL, substituiu o sistema anterior de contratos de

suprimento. Os Contratos Iniciais foram homologados pela ANEEL, em agosto de 1998, para as empresas

localizadas na região Sul, e em dezembro de 1998, para as empresas localizadas nas regiões Norte/Nordeste e

Sudeste/Centro-Oeste do Brasil. Foram estabelecidas quantidades de energia e de demanda de potência para o

período de 1999 a 2002. Durante o período de 2003 a 2005, as quantidades de energia e de demanda de

potência dos Contratos Iniciais foram reduzidas a uma taxa anual de 25% do seu volume inicial. De acordo

com a nova regulamentação do Setor Elétrico, a energia liberada dos Contratos Iniciais pode ser vendida a

Consumidores Livres. Durante este período, o montante de energia contratada por meio dos Contratos Iniciais

vem sendo reduzido em 25% a cada ano, a partir de 2003, sendo que tais contratos terão vigência máxima até

31 de dezembro de 2005.

Com o término dos Contratos Iniciais, a Companhia e outras Geradoras e Distribuidoras passarão a concorrer

diretamente entre si no segmento de fornecimento de energia elétrica a Consumidores Industriais. Essa

concorrência poderá dificultar o crescimento e/ou a manutenção da Companhia no mercado de venda de

energia para Consumidores Industriais e, consequentemente, suas receitas, resultados operacionais e

capacidade de pagamento poderão ser adversamente afetados.

59

Riscos Relacionados à Companhia

As concessões da Companhia, que a autorizam a gerar energia elétrica a partir dos aproveitamentos

hidrelétricos, estão sujeitas a extinção em alguns casos.

Nos termos dos Contratos de Concessão, firmados entre a Companhia e a União (através da ANEEL), foram

outorgadas à Companhia diversas concessões referentes aos aproveitamentos hidrelétricos a partir dos quais a

Companhia gera a energia por ela comercializada, cujas datas de outorga e vencimento são apresentadas na

tabela abaixo:

Data da Outorga Data de Vencimento UHE Salto Santiago 28.09.1998 28.09.2028 UHE Salto Osório 28.09.1998 28.09.2028 UHE Passo Fundo 28.09.1998 28.09.2028 UHE Cana Brava 27.08.1998 27.08.2033 UHE Itá 28.12.1995 16.10.2030 UHE Machadinho 15.07.1997 15.07.2032

Tais concessões poderão ser prorrogadas por um período adicional correspondente ao respectivo prazo de

concessão se a Companhia, tendo cumprido todas as suas obrigações nos termos dos Contratos de Concessão,

solicitar tal prorrogação até 36 meses antes da data de seu vencimento. Os Contratos de Concessão dispõem

que cada Concessão poderá ser extinta antes do seu vencimento (i) em caso de encampação pelo Poder

Concedente por motivo de interesse público, (ii) em caso de caducidade da Concessão (nos termos dos

Contratos de Concessão) ou (iii) no caso de descumprimento pela Companhia de suas obrigações previstas

nos Contratos de Concessão e na legislação e regulamentação aplicáveis, caso em que será declarada a

extinção da Concessão. A Companhia também pode requerer a extinção das Concessões em caso de

descumprimento pelo Poder Concedente de suas obrigações, mas para tanto é necessária uma ação judicial

específica.

O término antecipado dos Contratos de Concessão por qualquer motivo teria efeito substancial e adverso na

condução dos negócios, nos resultados operacionais, e na condição financeira da Companhia.

A ANEEL pode impor penalidades à Companhia ou intervir nas concessões outorgadas à Companhia por

descumprimento de obrigações previstas no Contrato de Concessão.

A ANEEL pode impor penalidades à Companhia por descumprimento de qualquer disposição dos Contratos

de Concessão. Dependendo da gravidade do inadimplemento, tais penalidades podem incluir:

advertências;

multas, por infração, de até 2% da receita da Companhia no ano encerrado imediatamente antes da

data da respectiva violação;

embargos à construção de novas instalações ou equipamentos;

restrições à operação das instalações e equipamentos existentes;

60

suspensão temporária da participação em processos de licitação para novas concessões; e

caducidade da concessão.

A ANEEL pode ainda, e sem prejuízo das penalidades descritas acima, intervir nas concessões outorgadas à

Companhia para assegurar a adequada exploração dos aproveitamentos hidrelétricos e o cumprimento das leis

e regulamentos aplicáveis.

Qualquer das penalidades descritas acima, bem como a intervenção da ANEEL nas concessões outorgadas à

Companhia, poderia ter um efeito relevante e adverso na condução dos negócios, nos resultados operacionais

e na condição financeira Companhia.

A construção, expansão e operação das usinas hidrelétricas e termelétricas de geração de energia da

Companhia envolvem riscos significativos que podem levar à perda de receita ou aumento de despesas.

A construção, manutenção, expansão e operação de instalações e equipamentos para a geração de energia

envolvem vários riscos, incluindo:

incapacidade de obter permissões e aprovações governamentais obrigatórias;

indisponibilidade de equipamentos;

indisponibilidade dos sistemas de distribuição e/ou transmissão;

interrupção do fornecimento;

interrupções no trabalho;

greves e outras disputas trabalhistas;

agitações sociais;

interferências meteorológicas e hidrológicas;

problemas inesperados de engenharia e de natureza ambiental;

atrasos na construção e na operação, ou custos excedentes não previstos; e

indisponibilidade de financiamentos adequados.

A Companhia não contrata seguro contra alguns destes riscos, incluindo determinados riscos metereológicos.

A ocorrência destes ou outros problemas, poderá afetar adversamente a capacidade da Companhia de gerar

energia em quantidade compatível com suas projeções ou com suas obrigações perante seus clientes, o que

pode ter um efeito relevante adverso em sua situação financeira e no seu resultado operacional.

Parte dos resultados operacionais da Companhia dependem de condições hidrológicas favoráveis.

De acordo com os dados do ONS, aproximadamente 92% do suprimento de energia do SIN é gerado por

usinas hidrelétricas. Como o SIN opera em sistema de despacho otimizado e centralizado pelo ONS, cada

usina hidrelétrica, incluindo as UHEs da Companhia, está sujeita a variações nas condições hidrológicas

verificadas tanto na região geográfica em que opera como em outras regiões do País. A ocorrência de

61

condições hidrológicas desfavoráveis poderá resultar na exposição da Companhia ao mercado de energia de

curto prazo, cujos preços tendem a ser elevados, podendo afetar negativamente os resultados financeiros

futuros da Companhia.

A Companhia é responsável por quaisquer perdas e danos causados a terceiros em decorrência de falhas

na geração de suas usinas e os seguros contratados podem ser insuficientes para cobrir estas perdas e

danos.

A Companhia poderá ser responsabilizada por (i) perdas e danos causados a terceiros em decorrência de

falhas na operação de suas usinas, que acarretem em interrupções ou distúrbios aos sistemas de distribuição

e/ou transmissão ou (ii) interrupções ou distúrbios que não forem atribuíveis a nenhum agente identificado do

setor elétrico. O valor das indenizações, neste último caso, deverá ser rateado na seguinte proporção: 60%

para os agentes de distribuição, 20% para os agentes de geração e 20% para os agentes de transmissão e tal

fato poderá acarretar efeito substancial e adverso na condução dos negócios, nos resultados operacionais e na

condição financeira da Companhia.

A Companhia é uma concessionária de uso de bem público e, portanto, nem todos os seus bens e ativos

poderão ser objeto de execução para satisfazer as obrigações relativas às Debêntures.

Os bens vinculados à prestação de serviços públicos e vinculados às concessões outorgadas à Companhia

(bens e instalações utilizados na produção de energia elétrica), cujo valor residual, em 31 de março de 2005,

era de aproximadamente R$ 4.269 mil, correspondente a 67% do ativo total da Companhia, não podem ser

utilizados para satisfazer as obrigações relativas às Debêntures, devendo ser revertidos ao Poder Concedente

ao final do prazo da concessão.

Assim, na hipótese de inadimplemento das obrigações relativas às Debêntures pela Tractebel Energia, nem

todos os seus bens e ativos poderão ser objeto de execução para satisfação dessas obrigações e os bens e

ativos objeto de garantia de outras obrigações poderão ser utilizados apenas após a satisfação das dívidas por

eles garantidas.

A instabilidade das taxas de juros pode afetar os negócios da Companhia.

As dívidas da Tractebel Energia estão sujeitas a taxas de juros variáveis, tais como TJLP, LIBOR e Taxa DI.

Em 31 de março de 2005, o valor total das dívidas da Tractebel Energia (curto e longo prazos) era de R$

1.965.324 mil, sendo que desse total R$ 1.175.657 mil é sujeito a taxas de juros variáveis. Na hipótese de

elevação das taxas de juros, serão aumentados os custos e pagamentos do serviço da dívida da Tractebel

Energia. Neste caso, os negócios da Companhia, suas condições financeiras e o resultado de suas operações

poderão ser afetados negativamente em decorrência de maiores despesas financeiras (para maiores

informações sobre o endividamento da Companhia, vide item “Contratos Relevantes” na seção “Atividades

da Companhia” e a seção “Informações Financeiras Consolidadas Selecionadas da Companhia”).

62

Impactos de eventuais oscilações do valor do real frente ao valor do dólar dos Estados Unidos da América

e outras moedas em decorrência da capitalização da Companhia em moeda estrangeira.

Em 31 de dezembro de 2004, a Companhia possuía uma dívida total consolidada em moeda estrangeira de

US$ 399.066. Adicionalmente, alguns dos custos da Companhia, associados principalmente à aquisição de

parte dos equipamentos e tecnologia relacionados ao seu Parque Gerador, estão vinculados à moeda

estrangeira.

Na medida em que o valor do real diminui em relação ao dólar dos Estados Unidos da América, o serviço de

dívida da Companhia encarece e aumentam os custos de parte da importação da tecnologia e dos bens

necessários para a operação de seus negócios, com um conseqüente efeito adverso sobre seus resultados e sua

condição financeira.

Riscos Relacionados à Oferta

Baixa liquidez do mercado secundário brasileiro.

O mercado secundário existente no Brasil para negociação de debêntures apresenta histórico de baixa

liquidez. Não há nenhuma garantia de que existirá, no futuro, um mercado para negociação das Debêntures

que permita a seus subscritores sua posterior alienação, caso venham a decidir vendê-las. Dessa forma, os

titulares de Debêntures podem ter dificuldade em realizar a venda, no mercado secundário, das Debêntures

adquiridas no âmbito da Oferta.

Eventual rebaixamento na classificação de risco das Debêntures.

A classificação de risco atribuída às Debêntures baseou-se na atual condição da Companhia e nas informações

presentes neste Prospecto. Não existe garantia de que a classificação de risco permanecerá inalterada durante

a vigência das Debêntures. Caso a classificação de risco seja rebaixada, a Companhia poderá encontrar

dificuldades em realizar outras emissões de títulos e valores mobiliários, assim como os titulares de

Debêntures poderão ter prejuízo caso optem pela venda das Debêntures no mercado secundário.

Hipóteses de cencimento antecipado das Debêntures.

A Escritura de Emissão estabelece hipóteses que ensejam o vencimento antecipado (automático ou não) das

obrigações da Tractebel Energia, tais como pedido de recuperação judicial ou falência pela Tractebel Energia,

não cumprimento de obrigações previstas na Escritura de Emissão, extinção de concessões e vencimento

antecipado de outras dívidas. Não há garantias de que a Tractebel Energia terá recursos suficientes em caixa

para fazer face ao pagamento das Debêntures na hipótese de ocorrência de vencimento antecipado de suas

63

obrigações. Ademais, o eventual vencimento antecipado das Debêntures poderá causar um impacto negativo

relevante nos resultados e atividades da Tractebel Energia.

Validade da estipulação da Taxa DI, divulgada pela CETIP.

A Súmula n.º 176, editada pelo Superior Tribunal de Justiça, enuncia que é nula a cláusula que sujeita o

devedor ao pagamento de juros de acordo com a taxa divulgada pela ANBID/CETIP. A referida Súmula não

vincula as decisões do Poder Judiciário. Há, no entanto, a possibilidade de, em eventual disputa judicial, a

Súmula n.�º 176 vir a ser aplicada pelo Poder Judiciário para considerar que a Taxa DI não é válida como

fator de remuneração das Debêntures. Em se concretizando esta hipótese, o índice que vier a ser indicado pelo

Poder Judiciário para substituir a Taxa DI poderá conceder aos titulares das Debêntures da 2ª Série uma

remuneração inferior à Remuneração das Debêntures da 1ª Série.

Informações acerca do futuro da Companhia.

Este Prospecto contém informações acerca das perspectivas do futuro da Companhia que refletem as opiniões

da Companhia em relação ao desenvolvimento futuro e que, como em qualquer atividade econômica,

envolvem riscos e incertezas. Não há garantias de que o desempenho futuro da Companhia seja consistente

com essas informações. Os eventos futuros poderão diferir sensivelmente das tendências aqui indicadas,

dependendo de vários fatores discutidos nesta seção “Fatores de Risco” e em outras seções deste Prospecto.

As expressões “acredita que”, “espera que” e “antecipa que”, bem como outras expressões similares

identificam informações acerca das perspectivas do futuro da Companhia. Os potenciais investidores são

advertidos a examinar com toda a cautela e diligência as informações contidas neste Prospecto e a não tomar

decisões de investimento unicamente baseados em previsões futuras ou expectativas.

64


65

5. SITUAÇÃO FINANCEIRA

Informações Financeiras Consolidadas Selecionadas da Companhia

Análise e Discussão da Administração sobre as Demonstrações Financeiras Consolidadas e Resultados

Operacionais da Companhia

66


67

INFORMAÇÕES FINANCEIRAS CONSOLIDADAS SELECIONADAS DA COMPANHIA

As informações financeiras consolidadas selecionadas da Companhia estão em conformidade com as

demonstrações financeiras auditadas da Companhia para os respectivos períodos indicados, que seguem

anexas a este Prospecto e devem ser, portanto, lidas em conjunto com as mesmas. As Demonstrações

Financeiras Consolidadas e respectivas notas explicativas para os exercícios encerrados em 31 de dezembro

de 2002 e 2003 foram auditadas pela Deloitte Touche Tohmatsu Auditores Independentes. As Demonstrações

Financeiras Consolidadas da Companhia relativas ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2004

foram auditadas pela Trevisan Auditores Independentes, responsável, também, pela revisão das informações

trimestrais da Companhia relativas aos períodos encerrados em 31 de março de 2004 e 2005.

Resumo das Principais Práticas Contábeis

As práticas contábeis adotadas para o registro das operações e para a elaboração das demonstrações

financeiras da Companhia emanam da Lei das Sociedades por Ações, das normas da ANEEL e dos atos

normativos da CVM, sendo as principais práticas adotadas pela Companhia encontram-se brevemente

descritas a seguir.

Reconhecimento dos efeitos inflacionários

Refletem somente os efeitos das variações monetárias sobre ativos e passivos indexados em função de

disposições legais e contratuais. Em conformidade com as disposições da Lei n.º 9.249, de 26 de dezembro de

1995, a partir de janeiro de 1996 foi extinta a sistemática de correção monetária. Desta forma, os valores

correspondentes ao ativo permanente e ao patrimônio líquido da Companhia estão corrigidos somente até 31

de dezembro de 1995.

Critérios gerais de avaliação

a) Ativos circulante e realizável a longo prazo

Os títulos e valores mobiliários são registrados ao custo acrescido dos rendimentos auferidos até a data do

balanço. Os valores contábeis, caso excedam os preços médios de mercado, são ajustados através de

constituição de provisão.

Parte dos créditos decorrentes de operações realizadas no âmbito da CCEE, no período de racionamento

(junho de 2001 a fevereiro de 2002), que estão sendo discutidos judicialmente por agentes devedores, foram

objeto de provisão para créditos de liquidação duvidosa. As demais contas a receber possuem garantias ou

ausência de histórico de perdas, não justificando o registro de provisão.

O imposto de renda e a contribuição social diferidos (ativo fiscal diferido) são calculados às alíquotas

vigentes na data do balanço ou de sua realização, se diferentes, e são reconhecidos com base em prejuízos

fiscais e diferenças temporárias. A segregação entre circulante e realizável a longo prazo obedece à

expectativa de realização dos valores que lhe dão origem.

68

Os materiais em estoque são registrados ao custo médio ponderado de aquisição, ajustado ao valor de

mercado, caso este seja menor.

Os ativos indexados são atualizados até a data do balanço.

b) Permanente

Os investimentos em Controladas são avaliados pelo método da equivalência patrimonial e os demais

investimentos são reconhecidos ao custo de aquisição, que não excede o valor de mercado.

O imobilizado é registrado ao custo de aquisição ou construção. A depreciação é calculada pelo método

linear, com base nas taxas anuais constantes da tabela anexa à Resolução ANEEL n.º 2, de 24 de dezembro de

1997, e n.º 44, de 17 de março de 1999, tomando-se por base os saldos contábeis registrados nas Unidades de

Cadastro – UC que compõem os empreendimentos, conforme determina a Portaria DNAEE n.º 815, de 30 de

novembro de 1994.

Os juros e demais encargos financeiros e efeitos inflacionários decorrentes dos financiamentos obtidos de

terceiros, efetivamente aplicados nas imobilizações em curso, são computados como custo do respectivo

imobilizado.

Até 31 de dezembro de 1998 foram capitalizados juros sobre o capital próprio vinculados às obras em

andamento, em consonância com a legislação específica do setor elétrico. A partir de 1º de janeiro de 1999, a

Companhia descontinuou esta prática e a partir de 1º de janeiro de 2002, a mesma deixou de ser praticada no

setor elétrico brasileiro, em função de alteração das normas da ANEEL que disciplinavam esta matéria.

c) Passivos circulante e exigível a longo prazo

Os benefícios futuros a empregados (benefícios pós-emprego) são registrados com base em avaliação atuarial,

pelo Método da Unidade de Crédito Projetada, e atualizados mensalmente pelos índices contratuais, no que se

refere às obrigações já contratadas, e complementados pelos valores projetados atuarialmente.

Os empréstimos e financiamentos e os encargos decorrentes, apropriados até a data do balanço, são

atualizados pelas taxas de câmbio ou índices contratuais e as demais obrigações são registradas pelos valores

conhecidos ou calculáveis, acrescidos, quando aplicável, dos correspondentes encargos e variações

monetárias incorridos.

d) Resultado do período.

As receitas e despesas são registradas com observância do regime de competência dos exercícios.

Informações Financeiras Consolidadas Selecionadas

As informações financeiras consolidas selecionadas da Companhia apresentadas a seguir referem-se aos

Exercícios Sociais encerrados em 31 de dezembro de 2002, 2003 e 2004, e aos períodos encerrados em 31 de

março de 2004 e 2005.

69

Das informações financeiras consolidadas da Companhia são eliminados os investimentos da investidora no

capital social das empresas investidas, bem como os saldos ativos e passivos e as receitas e despesas

decorrentes de operações entre as companhias consolidadas. Os componentes do ativo e passivo e as receitas e

despesas da Itasa são consolidados na proporção da participação da Tractebel Energia em seu capital social,

por se tratar de controle compartilhado entre a Tractebel Energia e a Companhia Siderúrgica Nacional – CSN.

Demonstrações de Resultado (em R$ mil) 31 de dezembro 31 de março

2004 2003 2002 2005 2004 Receitas Operacionais Brutas Fornecimento de energia elétrica 372.743 237.612 47.613 122.595 85.190Suprimento de energia elétrica 1.975.815 1.476.912 1.162.351 561.148 443.479Subvenção combustível - CCC/CDE 286.194 226.856 216.294 97.124 45.230Serviços prestados 4.687 4.210 3.784 1.257 1.096Venda de cinzas 10.393 6.746 4.382 1.470 1.987Outras receitas 11.978 443 2.747 718 112 2.661.810 1.952.779 1.437.171 784.312 577.184

Deduções da Receita Operacional Imposto e contribuições sobre a receita (185.550) (116.586) (57.702) (82.768) (38.991)Venda de cinzas líquidas de impostos - CCC/CDE (6.329) (5.257) (4.194) (983) (1.515) (191.879) (121.843) (61.896) (83.751) (40.506)

Receitas Líquidas de Vendas e Serviços 2.469.931 1.830.936 1.375.275 700.561 536.678

Custos de Energia Elétrica e Serviços Energia elétrica comprada para revenda (302.965) (250.858) (146.211) (79.828) (105.339)Custo de produção de energia elétrica (790.329) (621.460) (713.215) (312.363) (125.834)Custo dos serviços prestados (8.561) (7.267) (6.783) (2.000) (1.833) (1.101.846) (879.585) (866.209) (314.363) (233.006)

Lucro Bruto 1.368.085 951.351 509.066 386.198 303.672

Despesas Operacionais Despesas com vendas (133.412) (215.002) (29.164) (47.019) (28.125) Despesas gerais e administrativas (187.301) (35.834) (97.537) (34.037) (29.580) (320.713) (250.836) (126.701) (81.056) (57.705)

Resultado do serviço 1.047.372 700.515 382.365 305.142 245.967

Resultado de participações societárias Equivalência patrimonial - (254) - - -Amortização de ágio (6.746) (6.746) (2.288) (1.687) (1.687) (6.746) (7.000) (2.288) (1.687) (1.687)

Receitas (despesas) financeiras Renda de aplicações financeiras 52.106 64.208 23.286 16.879 16.442Encargos de dívidas (188.150) (226.536) (193.537) (39.678) (47.014)Encargos sobre concessão ANEEL (13.431) (10.297) (3.807) (3.775) (3.087)Provisão para perdas em aplicações financeiras (17.427) - - - -Perdas com swap de taxa de câmbio/juros (28.157) - - (2.946) -Variações monetárias líquidas 29.626 170.653 (529.579) 1.416 (17.580)Outras (11.123) (33.721) (19.468) (18.024) (2.888) (176.556) (35.693) (723.105) (46.128) (54.127)

Resultado Operacional 864.070 657.822 (343.028) 259.014 191.840Resultado não operacional (3.035) 2.682 (2.745) (58) (2)Lucro antes dos tributos 861.035 660.504 (345.773) 258.956 191.838Contribuição Social (53.215) (39.708) 43.512 (23.106) (17.466)Imposto de Renda (32.628) (103.642) 118.740 (63.623) (48.055)Lucro líquido do exercício 775.192 517.154 (183.521) 172.227 126.317Lucro Líquido por lote de mil ações 1,1876 0,7923 (0,2812) (0,2600) (0,1900)

70

Eventos Relevantes Posteriores à Publicação das Informações Trimestrais Relativas ao Período

Encerrado em 31 de março de 2005

Estiagem em Santa Catarina e Rio Grande do Sul

Em 1º de março de 2005, a Companhia informou ao mercado que as UHEs Machadinho e Itá estavam

operando com gerações mínimas, para economizar água e preservar o armazenamento, uma vez que a vazão

afluente que chega ao reservatório foi, no mês de fevereiro de 2005, entre 25% e 30% da média esperada para

o mês. No final de fevereiro de 2005, o nível dos reservatórios das UTEs de Machadinho e Itá estavam abaixo

do normal em 12 e 5,02 metros, respectivamente. A Companhia informou que esta situação não impede as

referidas UHEs de funcionar, apesar de estarem com uma das três Unidades Geradoras despachadas pela ONS

em funcionamento.

Apesar da estiagem nos Estados de Santa Catarina e Rio Grande do Sul, as condições de abastecimento eram,

em 1º de março de 2005, razoáveis, pois estes Estados recebem, por meio do SIN, energia de outras partes do

País, principalmente da região Sudeste, que estava, na mesma data, com excesso de água em seus

reservatórios.

71

ANÁLISE E DISCUSSÃO DA ADMINISTRAÇÃO SOBRE AS DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS

CONSOLIDADAS E RESULTADOS OPERACIONAIS DA COMPANHIA

A análise e discussão da administração sobre a situação financeira e os resultados operacionais da

Companhia apresentada a seguir deve ser lida em conjunto com as Demonstrações Financeiras

Consolidadas e respectivas notas explicativas incluídas neste Prospecto.

As Demonstrações Financeiras Consolidadas da Companhia foram elaboradas em conformidade com os

Princípios Contábeis Brasileiros. As Demonstrações Financeiras Consolidadas e respectivas notas

explicativas para os exercícios encerrados em 31 de dezembro de 2002 e 2003 foram auditadas pela Deloitte

Touche Tohmatsu Auditores Independentes. As Demonstrações Financeiras Consolidadas da Companhia

relativas ao exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2004 foram auditadas pela Trevisan Auditores

Independentes, responsável, também, pela revisão das informações trimestrais da Companhia relativas aos

períodos encerrados em 31 de março de 2004 e 2005.

Comparação dos Resultados Operacionais nos Exercícios Sociais Encerrados em 31 de dezembro de

2002 e 2003

Receita Líquida das Vendas e dos Serviços. A receita líquida das vendas e dos serviços aumentou 33,1%,

passando de R$ 1.375,3 milhões em 31 de dezembro de 2002 para R$ 1.830,9 milhões em 31 de dezembro de

2003. Este aumento é decorrente, substancialmente, dos seguintes fatos:

Os preços da energia elétrica vendida nos Contratos Iniciais e nos Contratos Bilaterais, em vigor, foram

reajustados pelo IGP-M;

A energia elétrica liberada dos Contratos Iniciais, que vem sendo descontratada na razão de 25% ao ano,

foi vendida a Distribuidoras, Comercializadoras e Consumidores Industriais a preços superiores àqueles

anteriormente contratados.

Custo das Vendas e dos Serviços. O custo das vendas e dos serviços teve aumento de 1,5%, passando de R$

866,2 milhões em 31 de dezembro de 2002 para R$ 879,6 milhões em 31 de dezembro de 2003. Os itens de

custo dos quais resultou a variação de 1,5% estão abaixo demonstrados:

Custos 2002 2003 Variação (%) Custo de produção de energia elétrica 713,2 621,5 (12,9) Energia elétrica comprada para revenda 146,2 250,9 71,6 859,4 872,4 1,5

Como se verifica, as duas rubricas apresentaram variação fora da normalidade. Em 2002 foi constituída

provisão em virtude da exposição da controlada Itasa no MAE, no período de junho de 2001 a fevereiro de

2002, em decorrência do Despacho ANEEL n.º 288/2002. Parte da referida provisão foi revertida no ano de

2003, reduzindo os custos de produção. Estes fatos fizeram com que o custo de produção de energia elétrica

72

do ano de 2002 ficasse superior ao do ano de 2003. Relativamente à rubrica energia elétrica comprada para

revenda, a elevada variação verificada decorre do reconhecimento definitivo de parte dos reflexos da

mencionada exposição.

O contexto acima ocasionou uma significativa elevação, de 86,9%, do Lucro Bruto, o qual passou de R$

509,1 milhões em 31 de dezembro de 2002 para R$ 951,3 milhões em 31 de dezembro de 2003. Como

conseqüência, a margem bruta cresceu 15,0 p.p., passando de 37,0% em dezembro de 2002 para 52% em

dezembro de 2003.

Despesas Gerais, Administrativas e de Vendas. As despesas gerais, administrativas e de vendas da Companhia

aumentaram 99,7%, passando de R$ 129 milhões em 31 de dezembro de 2003 para R$ 257,6 milhões em 31

de dezembro de 2003. Este acréscimo resultou, principalmente, do reconhecimento do valor de R$ 143,7

milhões de provisão para créditos de liquidação duvidosa em virtude de ações judiciais impetradas por

agentes do MAE, que discordam de certos valores apurados no período de racionamento de energia elétrica

(junho de 2001 a fevereiro de 2002), dos quais a Companhia é credora.

Resultado Financeiro Líquido. As despesas financeiras líquidas apresentaram redução de 95,1%, passando de

R$ 723,1 milhões em 31 de dezembro de 2002 para R$ 35,7 milhões em 31 de dezembro de 2003. Esta

redução decorreu do fato de que a desvalorização do real frente ao dólar dos Estados Unidos da América no

ano de 2002 foi de 52,3% (R$ 2,3204/US$ em 31 de dezembro de 2001 para R$ 3,5333/US$ em 31 de

dezembro de 2002), enquanto no ano de 2003, ao contrário de 2002, o real apresentou valorização frente ao

dólar dos Estados Unidos da América, propiciando um ganho cambial de 18,2% (R$ 3,5333/US$ em 31 de

dezembro de 2002 para R$ 2,8892/US$ em 31 de dezembro de 2003).

Lucro Líquido. Os fatos acima expostos permitiram a mudança de performance econômica da Companhia, em

relação ao ano de 2002. Enquanto naquele ano foi apurado um prejuízo de R$ 183,5 milhões, em 2003

apresentou-se um lucro de R$ 517,2 milhões.

EBITDA. O EBITDA consolidado da Companhia aumentou 62,2%, passando de R$ 572,2 milhões em 31 de

dezembro de 2002 para R$ 928,2 milhões em 31 de dezembro de 2003, bem superior ao aumento verificado

na receita líquida, que foi de 33,1%. Este fato se explica pelo baixo custo das vendas e dos serviços no

exercício findo em 31 de dezembro de 2003, que foi de 1,5% em relação ao exercício encerrado em 31 de

dezembro de 2002.

73

Principais indicadores (R$ milhões)

A tabela abaixo apresenta outros indicadores da Companhia:

Indicadores 2003 2002 % Receitas operacionais líquidas 1.830,9 1.375,3 33,1Lucro bruto 951,3 509,1 86,9Margem bruta 52% 37% 15 Lajida (Ebitda) (1) 928,2 572,2 62,2Resultado do serviço 700,5 382,4 83,2 Resultado financeiro (35,7) (723,1) (95,1) Resultado operacional 657,8 (343,0) 291,8 Lucro líquido (Prejuízo) do exercício 517,2 (183,5) 381,9Margem líquida 28,2% - - Dividendos propostos 491,3 - - Ativos totais 6.132,3 6.778,4 (9,5)Dívidas em moeda estrangeira 1.279,6 1.627,3 (21,4)Dívidas em moeda nacional 1.025,6 1.327,5 (22,7) Patrimônio líquido 2.601,8 2.760,3 (5,7)

(1) Lajida (Ebitda): Lucro Operacional + despesas financeiras + depreciação e amortização + amortização de ágio

Valor adicionado e sua distribuição

O valor adicionado bruto consolidado gerado no exercício de 2003 foi de R$ 1.210,9 milhões, representando

um acréscimo de 58,1% em relação ao exercício findo em 31 de dezembro de 2003, cujo valor foi de R$

766,1 milhões. O valor adicionado está distribuído conforme indicado nos gráficos a seguir, e foi superior em

76,3% em relação ao exercício anterior.

Comparação dos Resultados Operacionais nos Exercícios Sociais Encerrados em 31 de dezembro de

2003 e 2004


passando de R$ 1.830,9 milhões em 31 de dezembro de 2003 para R$ 2.469,9 milhões em 31 de dezembro de

2004. Este aumento é decorrente, substancialmente, dos seguintes fatos:

Financiadores

10,6%Empregados

7,7%

Acionistas

48,7%

Governo

33,0%

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

800.000

Governo

4,2%

Acionistas

30,5%

Empregados

10,2%

Financiadores

124,5%

(200.000)

(100.000)

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

800.000

2003 – R$ 1.061,3 milhões 2002 – R$ 602 milhões

74

Os preços da energia elétrica vendida nos Contratos Iniciais e nos Contratos Bilaterais, em vigor, foram

reajustados pelo IGP-M;

A energia elétrica liberada dos Contratos Iniciais, que vem sendo descontratada na razão de 25% ao ano,

foi vendida a Distribuidoras, Comercializadoras e Consumidores Industriais a preços superiores àqueles

anteriormente contratados; e

Exportação de energia elétrica para a Argentina e o Uruguai.

Custo das Vendas e dos Serviços. O custo das vendas e dos serviços aumentou 25,3%, passando de R$ 879,6

milhões em 2003 para R$ 1.101,8 milhões em 2004. Esta variação decorre, principalmente, da evolução dos

seguintes componentes:

Energia elétrica comprada para revenda: crescimento de 20,8%, passando de R$ 250,9 milhões em

dezembro de 2003 para R$ 303 milhões em dezembro de 2004; e

Custo de produção de energia elétrica: aumento de 27,2%, passando de R$ 621,5 milhões em 31 de

dezembro de 2003 para R$ 790,3 milhões em 31 de dezembro de 2004. Os custos que mais influenciaram

esta evolução foram:

Custos 2003 2004 Variação (%) Combustíveis fósseis 300,5 412,4 37,2 Pessoal, material e serviços de terceiros 91,2 124,2 36,2 Depreciação 197,5 214,5 8,6

O contexto acima ocasionou uma significativa elevação do lucro bruto da Companhia, o qual aumentou

43,8%, passando de R$ 951,3 milhões em 31 de dezembro de 2003 para R$ 1.368,1 milhões em 31 de

dezembro de 2004. Como conseqüência, a margem bruta cresceu 3,4%, passando de 52% em 31 de dezembro

de 2003 para 55,4% em 31 de dezembro de 2004.

Despesas Gerais, Administrativas e de Vendas. As despesas gerais, administrativas e de vendas da Companhia

aumentaram 27,1%, passando de R$ 257,6 milhões em 31 de dezembro de 2003 para R$ 327,5 milhões em 31

de dezembro de 2004. Este acréscimo resultou, principalmente, do forte aumento dos encargos de uso da rede

elétrica, que passou de R$ 61,7 milhões em 31 de dezembro de 2003 para R$ 134,9 milhões em 31 de

dezembro de 2004, correspondente a um crescimento correspondente a 118,6%, motivado pelo aumento real

nos custos de transmissão e maior disponibilidade de energia elétrica para venda em Contratos Bilaterais,

enquanto os Contratos Iniciais tinham encargos de transmissão reduzidos. Por outro lado, as despesas de

vendas reduziram-se consideravelmente em 31 de dezembro de 2004, em relação a 31 de dezembro de 2003,

tendo em vista que naquele ano foi reconhecido o valor de R$ 143,7 milhões de provisão para créditos de

liquidação duvidosa (transações no âmbito do MAE, no período de racionamento), fato que não se repetiu no

ano de 2004.

Resultado Financeiro Líquido. As despesas financeiras líquidas apresentaram crescimento de 394,7%,

passando de R$ 35,7 milhões em 31 de dezembro de 2003 para R$ 176,6 milhões em 31 de dezembro de

75

2004. Este acréscimo resulta do fato de que a valorização do real frente ao dólar dos Estados Unidos da

América no ano de 2003 foi de 18,2% (R$ 3,5333/US$ em 31 de dezembro de 2002 para R$ 2,8892/US$ em

31 de dezembro de 2003), enquanto no ano de 2004 a valorização foi substancialmente menor, representando

8,1% (R$ 2,8892/US$ em 31 de dezembro de 2003 para R$ 2,6544/US$ em31 de dezembro de 2004).

Imposto de Renda e Contribuição Social. Apesar do lucro antes dos tributos ter crescido 30,4% (R$ 660,5

milhões em 2003 para R$ 861,0 milhões em 31 de dezembro de 2004), estes encargos tributários tiveram uma

queda de 40,1%, reduzindo de R$ 286,7 milhões em dezembro de 2003 para R$ 171,7 milhões em dezembro

de 2004. Esta situação decorreu, basicamente, do reconhecimento contábil de Imposto de Renda sobre a

provisão para perdas econômicas do projeto Jacuí, cujo empreendimento foi parcialmente (33,3%) transferido

para terceiros em junho de 2004. A referida provisão foi constituída em 1997, porém, somente foi

reconhecido ativo fiscal diferido referente à Contribuição Social, restando pendente de reconhecimento o

relativo ao Imposto de Renda. Com a transferência parcial do empreendimento e a conseqüente realização de

parte da provisão, houve impacto positivo no resultado no valor de R$ 112,6 milhões.

Lucro Líquido. Os fatos acima expostos elevaram o lucro líquido da Companhia em 49,9%, o qual passou de

R$ 517,2 milhões em 31 de dezembro de 2003 para R$ 775,2 milhões em 31 de dezembro de 2004.

EBITDA.O EBITDA consolidado da Companhia aumentou 36,9%, de R$ 928,2 milhões em 31 de dezembro

de 2003 para R$ 1.270,9 milhões em 31 de dezembro de 2004, ligeiramente superior ao aumento verificado

na receita líquida, que foi de 34,9%.

Principais indicadores (R$ milhões)

A tabela abaixo apresenta outros indicadores da Companhia:

Exercício Social encerrado em 31 de dezembro

Indicadores 2004 2003 Variação (%) Receitas operacionais líquidas 2.469,9 1.830,9 34,9Lucro bruto 1.368,1 951,3 43,8Margem Bruta 55,4% 52,0% 3,4 p.p.Lajida (Ebitda) (1) 1.270,9 928,2 36,9Resultado do serviço 1.047,4 700,5 49,5(Despesas) Receitas financeiras líquidas (176,6) (35,7) (394,7)Resultado operacional 864,1 657,8 31,4Lucro líquido do exercício 775,2 517,2 49,9Margem líquida 31,4% 28,2% 3,2 p.p.Dividendos propostos 590,0 491,3 20,1Ativos totais 6.205,2 6.132,3 1,2Dívidas em moeda estrangeira 1.059,3 1.279,6 (17,2)Dívidas em moeda nacional 934,8 1.025,6 (8,9)Patrimônio líquido 2.787,0 2.601,8 7,1

(1) Lajida (Ebitda): Lucro Operacional + despesas financeiras + depreciação e amortização + amortização de ágio

76

Valor adicionado e sua distribuição

O valor adicionado bruto consolidado gerado no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2004 foi de

R$ 1.639,7 milhões, representando um acréscimo de 35,4% em relação ao exercício social encerrado em 31

de dezembro de 2003, cujo valor foi de R$ 1.210,9 milhões. O valor adicionado está distribuído conforme

indicado nos gráficos a seguir, tendo sido superior em 40,8 % em relação ao exercício social imediatamente

anterior.

Provisões para perdas em aplicações financeiras

Em virtude da intervenção do Banco Central no Banco Santos S.A., ocorrida em 12 de novembro de 2004,

causando incertezas sobre a possibilidade de resgate das aplicações em Certificados de Depósitos Bancários

de titularidade da Companhia, em 31 de dezembro de 2004 foi constituída provisão equivalente ao saldo das

referidas aplicações, no valor total de R$ 17,4 milhões.

Comparação dos Resultados Operacionais nos Períodos Encerrados em 31 de março de 2004 e 2005


passando de R$ 525,7 milhões no primeiro trimestre 2004 para R$ 620,7 milhões no primeiro trimestre de

2005. Este aumento é decorrente, substancialmente, dos seguintes fatores:

Os preços da energia elétrica vendida nos Contratos Iniciais e nos Contratos Bilaterais, em vigor,

foram reajustados pelo IGP-M;

A energia elétrica liberada dos Contratos Iniciais, que vem sendo descontratada na razão de 25% ao

ano, foi vendida a Distribuidoras, Comercializadoras e Consumidores Industriais a preços superiores

àqueles anteriormente contratados;

Exportação de energia elétrica para o Uruguai, com incremento de receita no valor de R$ 16,9

milhões, fato não existente no primeiro trimestre de 2004;

Fina nciadores

17,0%

Empregados

6,4%

Acionistas

51,9%

Gove rno

24,7%

0

100 .000

200 .000

300 .000

400 .000

500 .000

600 .000

700 .000

800 .000

Governo

3 3,0%

Acionistas

48 ,7%

Em prega dos

7 ,7%

Financia dore s

1 0,6%

0

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

600.000

700.000

800.000

2004 – R$ 1.494,4 milhões 2003 – R$ 1.061,3 milhões

77

Em virtude da estiagem que atingiu fortemente a região Sul, a geração térmica teve grande demanda

com reflexos nos custos de combustíveis fósseis do 1º trimestre de 2005, os quais são reembolsados

com recursos da CCC/CDE. A prática contábil do setor elétrico considera o registro do consumo nos

custos das Geradoras e, concomitantemente, o reconhecimento da receita de subvenção, de mesmo

valor, afetando a rubrica em análise. Tal subvenção, antes de computar o PIS e a COFINS, aumentou

114,31%, passando de R$ 45,3 milhões no 1º trimestre de 2004 para R$ 97,1 milhões, no mesmo

período em 2005;

Em sentido oposto, os tributos sobre as vendas aumentaram 129,63% em relação ao 1º trimestre de

2004, elevando-se de R$ 33,2 milhões para R$ 76,3 milhões, com impacto negativo na receita

líquida. Este importante aumento deve-se ao fato de que no 1º trimestre de 2004, parcela substancial

das vendas foi tributada pelo PIS/COFINS pela alíquota de 3,65%, já que os respectivos contratos

permaneciam na tributação cumulativa, por terem sido firmados anteriormente a 31 de outubro de

2003 e possuírem preços predeterminados. Com a edição da Instrução Normativa n.º 468/2004, da

Secretaria da Receita Federal, todos os contratos de venda de energia elétrica da Companhia

passaram para o regime de tributação não-cumulativa, com elevação da alíquota para 9,25%.

Custo das vendas e dos serviços

O custo das vendas e dos serviços aumentou 14,39%, de R$ 291 no 1º trimestre de 2004 para R$ 332,9 no 1º

trimestre de 2005. Esta variação decorre, principalmente, do comportamento dos seguintes componentes:

Custos 1º Trim/05 1º Trim/04 Variação(%) Pessoal, material e serviços de terceiros 26.8 22.2 21,00 Combustíveis fósseis com reembolso 97.0 44.4 118,13 Combustíveis fósseis sem reembolso 29.8 1.0 2.732,92 Energia elétrica compra para revenda 114.4 178.0 -35,70 Reversão de provisões operacionais -3.2 -13.9 76,45 Total 264.8 231.7 14,31

Pessoal, material e serviços de terceiros. Além dos reajustes contratuais, houve acréscimo substancial nos

custos com serviços de terceiros, motivado por manutenções extraordinárias, principalmente na UTE William

Arjona e UHE Salto Osório.

Combustíveis fósseis com reembolso da CCC/CDE. O consumo de combustível é registrado em custos, em

contrapartida com receita de subvenção e o aumento verificado decorre da maior necessidade de geração

térmica, provocada pela estiagem na região Sul.

Combustíveis fósseis sem reembolso da CCC/CDE. O consumo de combustível registrado, cujo aumento foi

de 2.732,92% em relação ao 1º trimestre de 2004, refere-se ao carvão mineral utilizado na geração térmica de

energia elétrica para exportação e, principalmente, ao gás natural utilizado na UTE William Arjona, este

último no valor de R$ 20 milhões. A partir do mês de janeiro de 2005, as Unidades Geradoras 4 e 5 da

referida UTE foram disponibilizadas para despacho do ONS, enquanto durante o contrato com a CBEE o

78

despacho ocorria somente em situações emergenciais. Além disso, a partir do ano de 2005, o suprimento de

energia elétrica à cidade de Campo Grande passou a ser feito, prioritariamente, por despacho da UTE William

Arjona, diferentemente de anos anteriores em que ocorria expressiva importação de outros Estados.

Energia elétrica comprada para revenda. A redução verificada deve-se, basicamente, aos 3 fatores a seguir

comentados: (a) transações no âmbito do MAE/CCEE: as operações no mercado spot resultaram em compra

no 1º trimestre de 2004, no valor de R$ 47,1 milhões, diferentemente do 1º trimestre de 2005, em que a

Companhia registrou venda naquele mercado; (b) crédito de PIS/COFINS sobre as aquisições: no 1º trimestre

de 2004, parcela substancial dos contratos de venda de energia elétrica enquadrava-se no regime de tributação

cumulativa, cuja alíquota era de 3,65%, o mesmo não ocorrendo em 2005. Este fato fez com que os créditos

de PIS/COFINS sobre as compras também fossem modificados substancialmente, já que os mesmos seguem a

proporção verificada nos regimes de tributação das receitas. Desta forma, os créditos reduziram os custos com

as compras em R$ 2,5 milhões, no 1º trimestre de 2004, enquanto em 2005 a redução foi de R$ 11,7 milhões;

(c) término de reajuste extraordinário: o 1º trimestre de 2004 contempla o valor de R$ 13,9 milhões, faturado

pela Itasa contra a Tractebel Energia, em decorrência de reajustes extraordinários temporários concedidos à

Itasa para fazer face à sua exposição no MAE no período de racionamento. O ônus desta exposição foi

provisionado em 2002, cuja provisão é revertida na medida em que o reajuste extraordinário é faturado pela

Itasa. Os reajustes extraordinários foram concedidos em relação aos dois contratos existentes entre as partes,

sendo um de 61 MW médios e outro de 167 MW médios. No 1º trimestre de 2005, somente o faturamento do

mês de janeiro continha parte do reajuste, em relação ao contrato de 61 MW médios, em face do término de

suas vigências. Desta forma, o impacto de tais reajustes no 1º trimestre de 2005 foi de somente R$ 1,5

milhões, resultando em uma redução de R$ 12,3 milhões em relação ao mesmo período do ano anterior.

Ajustando-se os custos incorridos com a compra de energia elétrica, em função das diferenças referidas

acima, os valores seriam de R$ 119,4 milhões no 1º trimestre de 2004 e de R$ 124,7 milhões no 1º trimestre

de 2005, representando um acréscimo de 4,4%, basicamente, em função de reajustes contratuais.

Reversão de provisões operacionais. O valor registrado no 1º trimestre de 2004 refere-se, basicamente, a

reversão de provisão para fazer face à exposição da Itasa no MAE, em virtude do faturamento de reajustes

extraordinários efetuado pela Itasa, conforme letra (c) do parágrafo anterior. As reversões ocorridas no

primeiro trimestre de 2005 referem-se às seguintes provisões anteriormente constituídas: (i) exposição da

Itasa no MAE, referente ao último faturamento de reajuste extraordinário ocorrido em janeiro de 2005,

correspondente a R$ 1,4 milhões; (ii) reversão da amortização acelerada das Unidades Geradoras 4 e 5 da

UTE William Arjona, no valor de R$ 0,8 milhões, em decorrência da depreciação regular registrada no

trimestre; e (iii) reversão de provisão para manutenção programada, que ocorre concomitantemente com os

gastos definitivos registrados nas devidas naturezas de despesas, correspondentes a R$ 1 milhão. Todas essas

reversões ocorreram em razão do registro definitivo das despesas nas contas adequadas e, portanto, não

afetaram o resultado final da Companhia.

Neste contexto, onde se verificou aumento da receita líquida das vendas e dos serviços em níveis superiores

aos dos respectivos custos, ou seja, 18,08% e 14,39%, respectivamente, o lucro bruto da Companhia

79

aumentou 22,65%, passando de R$ 234,7 para R$ 287,8 milhões. Como conseqüência, a margem bruta

cresceu 1,73%, passando de 44,65% no 1º trimestre de 2004 para 46,38% no mesmo período de 2005.

Despesas com vendas, gerais e administrativas. Estas despesas totalizam R$ 47 milhões no 1º trimestre de

2004 e R$ 59,4 milhões no mesmo período de 2005, apresentando um acréscimo de 26,34%. Este acréscimo

decorre, principalmente, do aumento dos encargos de uso da rede elétrica, que passou de R$ 18,7 para R$

26,3 milhões, correspondente a 40,54%, em decorrência do aumento real nos custos de transmissão e maior

disponibilidade de energia elétrica para venda em Contratos Bilaterais, enquanto os Contratos Iniciais tinham

encargos de transmissão reduzidos.

Resultado Financeiro Líquido. O resultado financeiro líquido está sintetizado nas seguintes receitas e

(despesas), em R$ milhões:

Rubrica 1ºTrim/05 1º Trim/04 Variação(%) Receitas Rendas de aplicações financeiras 9.7 12.4 -21,23 V.M. e juros de contas a receber 2.4 11.7 -79,21 Soma 12.2 24.1 -49,35 Despesas Encargos de dívidas (22.3) (25.8) -13,28 Variação monetária de dívidas 8.2 (2.0) - Encargos sobre tributos e contrib. sociais (7.1) (0,1) 8.831,25 Outras (9.8) (13.0) -24,53 Soma (31.1) (40.9) 23,87 Resultado financeiro líquido (18.9) (16.8) 12,70

Receitas. A redução de 79,21% ocorrida nas variações monetárias e juros de contas a receber deve-se ao fato

de que no 1º trimestre de 2004 foram reconhecidos valores retroativos a 30 de dezembro de 2002 e 3 de julho

de 2003, no valor de R$ 4,4 milhões, referente a encargos moratórios de créditos decorrentes de transações no

âmbito do MAE (atualmente, CCEE) pactuados para recebimento a partir de janeiro de 2004;

Variação monetária de dívidas. Refere-se à variação cambial de empréstimos e financiamentos em moedas

estrangeiras, cujo comportamento, abaixo demonstrado, modificou completamente o resultado desta rubrica,

passando de despesa em 2004 para receita em 2005:

Moeda 1º Trimestre de 2005 1º Trimestre de 2004 Perfil da dívida (%) Variação moeda (%) Perfil da dívida (%) Variação moeda (%)

USD 62,45 0,44 62,40 0,67 GBP 8,11 (1,57) 9,83 3,60 EUR 29,44

100,00 (4,40) 27,77

100,00 (1,85)

Média Ponderada - (1,18) - 0,25

Encargos sobre tributos e contribuições sociais. No 1º trimestre de 2005 referem-se, basicamente, a juros e

variações monetárias de créditos fiscais registrados e compensados anteriormente a 2003, que no presente

trimestre foram recolhidos à Receita Federal e reconhecidos no resultado.

80

Principais indicadores

a) Indicadores de resultado em R$ milhões

Indicadores 1º Trimestre 2005 1º Trimestre 2004 %Receitas operacionais líquidas 620,7 525,7 18,08Lucro bruto 287,8 234,7 22,65Margem bruta 46,38% 44,65% 1,73 p.pLajida (Ebitda) (1) 304,1 242,8 25,22Resultado do serviço 230,1 189,3 21,53Resultado financeiro (18,9) (16,8) 12,69Resultado operacional 243,0 184,1 31,99Lucro líquido do período 172,2 126,3 36,34Margem líquida 27,74% 24,03% 3,71 p.p

(1) Lajida (Ebitda): Lucro Operacional + resultado financeiro + depreciação e amortização + amortização de ágio.

b) Indicadores financeiros R$ milhões

Indicadores 31.03.2005 31.12.2004 %Ativos totais 5.249.0 5.132.5 2,27 Dívidas em moeda estrangeira 714.1 716.7 (0,36) Dívidas em moeda nacional 347.8 366.3 (5,04) Patrimônio líquido 2.959.1 2.786.9 6,18

81

6. INFORMAÇÕES RELATIVAS À COMPANHIA

Visão Geral do Setor Elétrico Brasileiro

Atividades da Companhia

Pendências Judiciais e Administrativas

Administração

Capital Social, Dividendos e Acionistas

Títulos e Valores Mobiliários Emitidos

Operações e Negócios com Partes Relacionadas

82


83

VISÃO GERAL DO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

Introdução

Em 2002, o MME aprovou um Plano Decenal de Expansão nos termos do qual a capacidade de geração do

País deverá aumentar até 112,1 GW até 2012, dos quais 86,8 GW (77,4%) deverão corresponder a energia

hidrelétrica, 16,8 GW (15%) a energia termelétrica e 8,5 GW (7,6%) deverão ser importados por meio do

SIN.

Aproximadamente 34% da capacidade instalada de geração de energia no Brasil é atualmente detida pela

Eletrobrás, holding controlada pelo Governo Federal, que detém também 61% da capacidade instalada de

transmissão acima de 230 kV. Além disso, alguns estados brasileiros controlam empresas que se dedicam à

geração, transmissão e distribuição de energia elétrica. Estas incluem, entre outras, a CESP, a COPEL e a

CEMIG. As empresas privadas detinham em 2003, respectivamente, 20% e 72% do mercado de geração e

distribuição de energia, em termos de capacidade total, e 21% do mercado de transmissão em 2004, em

termos de receita.

Histórico da Regulamentação

A Constituição Federal determina que o desenvolvimento, o uso e a venda de energia poderão ser feitos

diretamente pelo Governo Federal ou indiretamente por meio da outorga de concessões, permissões ou

autorizações. Historicamente, o setor elétrico brasileiro tem sido explorado principalmente por

concessionárias de geração, transmissão e distribuição controladas pelo Governo Federal. Nos últimos anos, o

Governo Federal adotou uma série de medidas para reformular o setor elétrico. Em geral, tais medidas

visavam aumentar o papel desempenhado pelos investimentos privados e eliminar as restrições aos

investimentos estrangeiros, aumentando, desta forma, a concorrência no setor elétrico de maneira geral.

Em particular, o Governo Federal adotou as seguintes medidas:

a Constituição foi alterada em 1995 por meio de emenda, autorizando, assim, investimentos

estrangeiros em geração de energia. Anteriormente, todas as concessões de geração só podiam ser

detidas ou por uma pessoa física brasileira, ou por uma pessoa jurídica controlada por pessoas físicas

brasileiras ou pelo Governo Federal;

o Governo Federal promulgou a Lei nº 8.987, a Lei de Concessões, em 13 de fevereiro de 1995, e a

Lei nº 9.074, a Lei de Concessões de Serviços de Energia Elétrica, em 07 de julho de 1995. Estas

leis, em conjunto,

- exigiram que todas as concessões para prestação de serviços relacionados a energia elétrica

fossem outorgadas por meio de processos de licitação pública;

84

- permitiram que determinados consumidores de energia elétrica com demanda significativa,

designados Consumidores Livres, comprassem energia elétrica diretamente de fornecedores

concessionários, permissionários ou autorizados;

- trataram da criação da figura dos Produtores Independentes, os quais, por meio de

concessão, permissão ou autorização, podem gerar e vender, por sua própria conta e risco, a

totalidade ou parte de sua energia para Consumidores Livres, Distribuidoras e

Comercializadoras, entre outros;

- asseguraram aos Consumidores Livres e aos fornecedores de energia amplo acesso a todos

os sistemas de distribuição e transmissão; e

- eliminaram a necessidade de obter concessão, por meio de licitação pública, para construção

e operação de usinas hidrelétricas com capacidade entre 1MW a 30 MW, as PCHs.

a partir de 1995, uma parte das participações representativas do bloco de controle de Geradoras e

Distribuidoras detidas pela Eletrobrás e por vários estados foi vendida a investidores privados.

Paralelamente, determinados Governos Estaduais também venderam suas participações em grandes

empresas de distribuição;

em 1998, o Governo Federal promulgou a Lei nº 9.648/98, para revisar a estrutura básica do setor

elétrico. Esta lei:

– determinou a criação de um órgão auto-regulado responsável pela operação do mercado

atacadista de energia elétrica e pela determinação dos preços de curto prazo, o MAE, que

substituiu o sistema anterior de regulação de preços de geração e contratos de suprimento;

– exigiu que as Distribuidoras e Geradoras celebrassem os Contratos Iniciais de suprimento de

energia, geralmente contemplando obrigações do tipo “take or pay”, com preços e volumes

aprovados pela ANEEL. O principal objetivo dos Contratos Iniciais era assegurar que as

Distribuidoras tivessem acesso a um suprimento estável de energia a preços que garantissem

uma taxa fixa de retorno para as Geradoras durante o período de transição, até o

estabelecimento de um mercado de energia livre e competitivo;

– criou o Operador Nacional do Sistema, ou ONS, uma entidade privada sem fins lucrativos

responsável pela administração operacional das atividades de geração e transmissão do SIN;

e

– estabeleceu processos de licitação pública para a outorga de concessões para construção e

operação de usinas e instalações de transmissão de energia elétrica;

em 2001, o Brasil enfrentou uma grave crise energética que se estendeu até o final de fevereiro de

2002. Como resultado, o Governo Federal implementou medidas que incluíram:

– um programa de racionamento do consumo de energia nas regiões mais afetadas, a saber, as

regiões Sudeste, Centro-oeste e Nordeste do Brasil; e

– a criação da GCE, que determinou a adoção de uma série de medidas emergenciais

estabelecendo metas de redução do consumo de energia para consumidores residenciais,

comerciais e industriais nas regiões afetadas, por meio da imposição de regimes tarifários

especiais que estimulavam a redução do consumo de energia elétrica e da ameaça de corte

de abastecimento no caso de não cumprimento das metas de redução;

85

em março de 2002, a GCE suspendeu as medidas emergenciais e o programa de racionamento de

energia, em decorrência do aumento da oferta (devido a um aumento significativo nos níveis dos

reservatórios), e de uma redução moderada na demanda. Assim sendo, o Governo Federal editou

novos normativos em abril de 2002 que, entre outras coisas, estabeleceram a RTE para compensar as

perdas financeiras sofridas pelos distribuidores de energia elétrica em virtude do racionamento

compulsório de energia; e

em 15 de março de 2004, o Governo Federal promulgou a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico,

em um esforço para reestruturar o setor de energia, com o objetivo final de garantir aos consumidores

fornecimento seguro de energia combinado com modicidade tarifária. Para mais informações acerca

da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, vide “- Nova Lei do Modelo Setorial”.

Concessões

As empresas ou consórcios que pretenderem construir ou operar instalações para geração, transmissão ou

distribuição de energia no Brasil devem requerer ao Poder Concedente, a outorga de concessão, permissão ou

autorização, conforme for o caso. Relativamente às concessões, existem duas modalidades aplicáveis à

geração de energia elétrica: a concessão de serviço público de energia elétrica e a concessão de uso de bem

público.

As concessões conferem direitos para gerar, transmitir ou distribuir energia na respectiva área de concessão

durante um período determinado. Este período, normalmente, é de 35 anos para novas concessões de geração,

e de 30 anos para novas concessões de transmissão ou distribuição. Uma concessão já existente pode ser

prorrogada a critério do Poder Concedente.

A Lei de Concessões estabelece, entre outras coisas, as condições que a concessionária deve necessariamente

observar quando do fornecimento de serviços de energia elétrica, os direitos dos consumidores e as

obrigações da concessionária e do Poder Concedente. A concessionária deve, ainda, cumprir os regulamentos

aplicáveis ao setor elétrico. As principais disposições da Lei de Concessões são: (i) obrigação de prestar

serviços adequados; (ii) direito de utilizar terrenos públicos ou requerer ao Poder Concedente a

desapropriação de terrenos privados; (iii) responsabilidade objetiva da concessionária pelos danos, diretos ou

indiretos, decorrentes da prestação do serviços; (iv) obrigação de submeter à aprovação prévia do Poder

Concedente quaisquer alterações no controle da concessionária. Caso a concessionária não cumpra tais

obrigações básicas, pode sofrer intervenção do Poder Concedente ou, num caso mais extremo, ser declarada a

caducidade da concessão, mediante procedimento administrativo conduzido pela ANEEL, onde lhe será

assegurada a ampla defesa e o contraditório.

Adicionalmente, a extinção do contrato de concessão poderá ser antecipada por meio de encampação e/ou

caducidade. Encampação é a retomada antecipada do serviço pelo Poder Concedente, por razões relativas ao

interesse público que devem estar expressamente declaradas por lei. A caducidade deve ser declarada pelo

Poder Concedente, após o MME ou a ANEEL terem expedido uma decisão administrativa indicando a

86

incapacidade da concessionária de, entre outras coisas, prestar serviços adequados ou de cumprir a legislação

ou os regulamentos aplicáveis. A concessionária poderá contestar em juízo qualquer encampação ou

caducidade. A concessionária fará jus à compensação dos investimentos ou bens reversíveis que não tenham

sido integralmente amortizados ou depreciados, após a dedução de quaisquer montantes referentes a multas e

danos devidos pela concessionária.

Quando do vencimento do prazo da concessão, todos os bens e direitos que sejam essencialmente

relacionados à prestação dos serviços de energia elétrica serão revertidos ao Poder Concedente. Após o

vencimento, a concessionária tem direito à indenização por seus investimentos em bens que não tenham sido

integralmente amortizados ou depreciados até o momento do término da concessão. Para informações sobre

os Contratos de Concessão, vide item “Contratos Relevantes” da seção “Atividades da Companhia”.

Penalidades Aplicáveis às Concessionárias

A regulamentação da ANEEL prevê a aplicação de sanções e penalidades aos agentes do setor elétrico e

classifica as penalidades com base na natureza e na relevância da violação (incluindo advertências, multas,

suspensão temporária do direito de participar em processos de licitação para novas concessões, licenças ou

autorizações e caducidade). Para cada violação, as multas podem atingir até 2% do faturamento da

concessionária (deduzido o ICMS), no período de 12 meses imediatamente anterior à notificação de aplicação

da sanção. Algumas das infrações que podem resultar em aplicação de multas, referem-se à ausência de

requerimento, pelo agente, de aprovação da ANEEL, relativos a:

assinatura de contratos de fornecimento de energia entre partes relacionadas nos casos previstos na

regulamentação;

venda ou cessão de bens relacionados aos serviços prestados, bem como a imposição de quaisquer

gravames (incluindo qualquer espécie de garantia, caução, fiança, penhor ou hipoteca) sobre a receita

dos serviços de energia; e

alterações no controle do detentor da autorização, permissão ou concessão.

No caso de contratos firmados entre partes relacionadas, a agência pode impor, a qualquer tempo, restrições

aos seus termos e condições e, em circunstâncias extremas, determinar sua rescisão.

Setor Elétrico Brasileiro

Capacidade de Geração

O setor elétrico brasileiro está dividido em cinco regiões geográficas: Sudeste, Sul, Centro-Oeste, Norte e

Nordeste. Cada uma destas regiões é atendida por uma das três empresas regionais de geração e transmissão

de propriedade da União Federal ou por uma empresa de transmissão controlada pela Eletrobrás. Cada uma

87

dessas empresas produz energia hidrelétrica e, em menor escala, energia termelétrica na sua região, e gera e

transmite energia elétrica, principalmente às concessionárias de serviços públicos de distribuição de energia.

As usinas hidrelétricas geram, aproximadamente, 92% de toda a energia elétrica produzida no Brasil. O

restante da produção é gerado por usinas termelétricas que utilizam gás natural, diesel, óleo combustível,

carvão vegetal ou mineral, madeira, ou combustível nuclear. Com exceção de sistemas isolados da região

Norte, as usinas termelétricas são usadas quando a produção hidrelétrica não consegue atender à demanda,

devido à escassez de água no sistema ou em épocas de pico de demanda.

A tabela a seguir descreve a evolução da potência instalada no Brasil, dividida em capacidade de geração

hidrelétrica e termelétrica, de 1999 até 2004 e uma projeção do ONS até o ano de 2008:

Ano Hidrelétrica (1) Termelétrica Nuclear Total (2)

(em MW)

1999 .............................. 57.724 3.478 657 61.859 2000 .............................. 59.452 4.251 1.966 65.669 2001 .............................. 61.044 5.130 1.966 68.140 2002 .............................. 63.739 8.216 2.007 73.962 2003 .............................. 66.321 8.993 2.007 77.321 2004 .............................. 67.873 10.951 2.007 80.831

Projeção

2005 .............................. 71.133 12.621 2.007 85.761 2006 .............................. 73.810 11.765 2.007 87.582 2007 .............................. 74.050 11.765 2.007 87.822 2008 .............................. 74.050 11.765 2.007 87.822

(1) Inclui 50% do total da capacidade operacional de Itaipu. (2) Não inclui as potências de Auto Produtores. Fonte: ONS

Principais Autoridades Setoriais

Ministério das Minas e Energia - MME

O MME é o principal órgão executivo do Governo Federal para o setor elétrico, atuando como Poder

Concedente em nome e por conta do Governo Federal, e detém poderes para estabelecer políticas públicas,

regulamentar e fiscalizar o setor. Em seguida à adoção da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, o Governo

Federal, atuando principalmente por meio do MME, assumirá determinadas tarefas que eram anteriormente de

responsabilidade da ANEEL, incluindo a elaboração de diretrizes que regerão as concessões e a emissão de

diretrizes que disciplinarão o processo de licitação para concessões referentes a serviços e uso de bens

públicos.

Agência Nacional de Energia Elétrica - ANEEL

O setor elétrico brasileiro é também regulado pela ANEEL, uma agência regulatória federal autônoma. Após a

promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a responsabilidade primordial da ANEEL passou a

ser a de regular e fiscalizar o setor elétrico em conformidade com a política determinada pelo MME e

88

responder por assuntos que lhe sejam delegados pelo Governo Federal e pelo MME. As atuais

responsabilidades da ANEEL incluem, entre outras, (1) fiscalização de concessões relacionadas às atividades

de geração, transmissão e distribuição de energia elétrica, incluindo a aprovação de tarifas de energia; (2)

promulgar regulamentos para o setor elétrico; (3) implementar e regulamentar a exploração de fontes de

energia, incluindo o uso de energia hidrelétrica; (4) promover os processos de licitação pública para novas

concessões; (5) resolver litígios de natureza administrativa entre geradoras e compradores de energia; e (6)

definir os critérios e a metodologia para a determinação de tarifas de transmissão.

Conselho Nacional de Política Energética – CNPE

Em agosto de 1997, o CNPE foi criado com o objetivo de otimizar o uso dos recursos energéticos brasileiros e

assegurar o suprimento de energia elétrica ao País, através do assessoramento do Presidente da República em

assuntos relacionados ao desenvolvimento e à criação de uma política nacional de energia. O CNPE é

presidido pelo Ministro de Minas e Energia, e a maioria de seus membros são ministros do Governo Federal.

Câmara de Gestão do Setor Energético - CGSE

Para administrar a crise de energia elétrica surgida no ano de 2001, o Governo instituiu a Câmara de Gestão

da Crise de Energia (GCE). Ultrapassada a crise, a GCE transformou-se na Câmara de Gestão do Setor

Energético (CGSE), de caráter permanente, que integra e subordina-se ao Conselho Nacional de Política

Energética – CNPE.

Operador Nacional do Sistema Elétrico - ONS

Criado em 1998, o ONS é uma pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, composta por

Consumidores Livres, empresas prestadoras de serviços públicos de geração, transmissão e distribuição de

energia e comercializadores de energia. A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico concedeu ao Governo

Federal os poderes para nomear três membros da Diretoria do ONS, inclusive o Diretor Geral. A principal

atribuição do ONS é coordenar e controlar as operações de geração e transmissão do SIN, sujeito à

regulamentação e à supervisão da ANEEL.

Os objetivos e as principais responsabilidades do ONS incluem: (1) o planejamento da operação de geração e

transmissão; (2) a organização e controle do uso do SIN e interconexões internacionais; (3) a garantia para

que todos os agentes do setor tenham acesso à rede de transmissão de forma não discriminatória; (4) o auxílio

para a expansão do sistema elétrico; (5) a proposição de planos e diretrizes ao MME para ampliação da Rede

Básica; e (6) a submissão às regras para a operação do sistema de transmissão à aprovação da ANEEL. As

geradoras devem informar suas respectivas disponibilidades ao ONS, e este deverá, em seguida, estabelecer

um programa de despacho otimizado de energia.

89

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE

A CCEE é uma pessoa jurídica de direito privado, sem fins lucrativos, que atua sob fiscalização da ANEEL.

Uma das atribuições da CCEE é viabilizar a comercialização de energia elétrica no SIN, conduzindo os leilões

públicos de energia elétrica no Ambiente de Contratação Regulada. A CCEE é também responsável, entre

outras coisas, (1) pelo registro de todos os Contratos de Comercialização de Energia no Ambiente de

Contratação Regulada (“CCEAR”), dos contratos resultantes de ajustes de mercado, bem como do volume de

energia contratado no Ambiente de Contratação Livre, e (2) pela contabilização e liquidação das transações de

curto prazo e das diferenças referentes aos contratos bilaterais registrados.

A CCEE é composta por detentores de concessões, permissões e autorizações do setor elétrico, bem como por

Consumidores Livres, e o seu Conselho de Administração é composto por quatro membros, nomeados por tais

agentes, e por um membro nomeado pelo MME, que ocupa o cargo de Presidente do Conselho de

Administração.

Empresa de Pesquisa Energética - EPE

Em 16 de agosto de 2004, o Governo Federal promulgou o decreto que criou a Empresa de Pesquisa

Energética (“EPE”), uma empresa pública responsável pela condução de estudos e pesquisas destinadas a

subsidiar o planejamento do setor energético, incluindo as empresas de energia elétrica, petróleo, gás, carvão

mineral e fontes renováveis de energia. Os estudos e pesquisas conduzidos pela EPE subsidiarão o MME, na

sua função de responsável pela implementação de políticas para o setor elétrico brasileiro.

Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico autorizou a criação do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico

(“CMSE”), que atua segundo orientações do MME. O CMSE é responsável pelo monitoramento das

condições de abastecimento e atendimento do mercado de energia elétrica e pela indicação ao CNPE das

medidas a serem adotadas para corrigir os problemas verificados durante tal monitoramento.

Mecanismo de Realocação de Energia - MRE

O MRE é um mecanismo destinado a distribuir o risco hidrológico entre as Geradoras. Todas as Geradoras

hidrelétricas com despacho centralizado e as Geradoras termelétricas beneficiárias da CCC desde que tenham

celebrado Contratos Iniciais são membros do MRE. Cada Geradora tem assegurado o pagamento pelo

montante de sua Energia Assegurada enquanto os membros do MRE em conjunto forem capazes de satisfazer

os níveis de Energia Assegurada do MRE. Os pagamentos são baseados na estratégia comercial adotada pela

Geradora. A Geradora que tiver assinado contratos para venda de sua Energia Assegurada receberá o

pagamento nas condições contratadas, independentemente do seu nível efetivo de geração. Cada Geradora

pode contratar até 100% de sua Energia Assegurada.

90

Os pagamentos pela energia vendida no MRE são baseados no preço de liquidação do mercado, o qual,

dependendo das condições da demanda, tanto pode ser o custo variável da usina de geração marginal quanto

um montante calculado de forma a refletir o custo do não atendimento da demanda.

A ANEEL define a Energia Assegurada de cada empreendimento de geração hidrelétrica com base em

modelos computacionais que fazem uso do tratamento estatístico do histórico de afluências na região em

questão, fluxos de água dos rios e níveis de água no reservatório de cada usina, em um período de tempo de

múltiplos anos. A partir dessas informações e considerando um risco de 5% de não suprimento à demanda, a

Energia Assegurada é calculada e seu valor poderá será revisto a cada cinco anos pela ANEEL ou na

ocorrência de fatos relevantes, até o limite de 5% do valor estabelecido na última revisão, limitas as reduções

à 10% do valor constante dos respectivos contratos celebrados com o Poder Concedente.

Alocação do MRE

O MRE é alocado por meio de um processo de quatro etapas que examina, primeiramente, a capacidade das

usinas, dentro da mesma região, de satisfazer os níveis de Energia Assegurada e, a seguir, considera o

compartilhamento da geração excedente entre as diferentes regiões. Tais etapas são detalhadas abaixo:

(1) aferição se a produção total líquida dentro do MRE alcança os níveis totais de Energia Assegurada

dos membros do MRE como um todo;

(2) aferição se alguma geradora gerou volumes acima ou abaixo de seus volumes de Energia

Assegurada, conforme determinados pelo ONS;

(3) caso determinadas geradoras, membros do MRE, tenham produzido acima de seus respectivos níveis

de Energia Assegurada, o adicional da energia gerada será alocado a outras geradoras do MRE que

não tenham atingido seus níveis de Energia Assegurada. Esta alocação do adicional da energia

gerada, designada de Energia Otimizada, é feita, primeiramente, entre as geradoras dentro de uma

mesma região e, depois, entre as diferentes regiões, de forma a assegurar que todos os membros do

MRE atinjam seus respectivos níveis de Energia Assegurada;

(4) se, após a etapa (3) acima ter sido cumprida, todos os membros do MRE atingirem seus níveis de

Energia Assegurada (ou sua energia contratada, para aqueles membros do MRE que não tiverem

contratado 100% de sua Energia Assegurada), e houver saldo de energia produzida, o adicional da

geração regional líquida, designada de Energia Secundária, deve ser alocado entre as geradoras das

diferentes regiões. A energia será negociada pelo preço MAE prevalecente na região em que tiver

sido gerada; e

(5) se, após a etapa (2) ou (3) acima, todos os membros do MRE não tenham atingido seus níveis de

Energia Assegurada, a energia faltante será paga pelos membros do MRE com base no PLD.

As Geradoras membros do MRE que produziram energia excedente além de seus níveis de Energia

Assegurada são compensadas por custos variáveis de operação e manutenção (“O&M”), e custos com o

91

pagamento de “royalties” pelo uso da água. Na impossibilidade de gerar os níveis de Energia Assegurada

estabelecidos, as devem pagar custos de O&M e custos com os “royalties” pelo uso da água às geradoras que

produziram acima de seus respectivos níveis de Energia Assegurada durante o mesmo período.

Em situações nas quais as Geradoras do MRE em conjunto não tenham produção líquida suficiente para

atingir os níveis de Energia Assegurada do MRE, a Energia Assegurada é escalonada de forma a refletir os

números efetivos de geração do MRE. Isto é, as Geradoras recebem um nível de Energia Assegurada

Escalonada que é baseado na porcentagem do seu nível de Energia Assegurada em relação ao nível de Energia

Assegurada do sistema como um todo, multiplicado pela geração efetiva. Ainda que algumas Geradoras do

MRE gerem acima de seus níveis de Energia Assegurada, se o MRE como um todo não for capaz de atingir os

níveis totais de Energia Assegurada, aquelas Geradoras receberão, ainda assim, níveis de Energia Assegurada

Escalonada, que estarão abaixo de seus níveis de Energia Assegurada.

Caso as Geradoras do MRE, em conjunto, não tenham produção líquida suficiente para atingir os níveis de

Energia Assegurada, mas as Geradoras termelétricas que não são membros do MRE gerem energia suficiente

para evitar a necessidade de um racionamento, as Geradoras do MRE deverão comprar de tais Geradoras

termelétricas a quantidade suficiente de energia para atingir seus respectivos níveis de Energia Assegurada no

mercado local. O mecanismo do MRE tenta assegurar que todos os membros atinjam seus respectivos níveis

de Energia Assegurada, independentemente do montante contratado.

Energia Secundária

O montante total de energia do MRE restante, após a alocação para cobertura da insuficiência das Geradoras

que deixaram de produzir suas respectivas Energias Asseguradas, é denominado “Energia Secundária”. A

Energia Secundária é alocada de acordo com a participação relativa de Energia Assegurada de cada Geradora

em relação à Energia Assegurada global de todos os membros do MRE.

Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico promoveu alterações significativas na regulamentação do setor

elétrico com vistas a (1) incentivar a expansão da capacidade geradora e (2) assegurar o fornecimento de

energia aos consumidores cativos, obrigando as Distribuidoras a comprarem energia por meio de leilões

públicos de energia. Os elementos-chave da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico incluem:

a criação de dois ambientes paralelos para a comercialização de energia, com (1) um mercado mais

estável em termos de fornecimento de energia, de forma a dar garantias adicionais de suprimento a

Consumidores Cativos, chamado de Ambiente de Contratação Regulada; e (2) um mercado

especificamente voltado a atividades não reguladas, do qual podem participar os Geradoras,

Consumidores Livres e Comercializadoras e que permitirá um certo grau de competição, qual seja, o

Ambiente de Contratação Regulada, o ACR.

92

restrições a determinadas atividades das Distribuidoras, de forma a assegurar que estas se

concentrem somente em sua atividade principal, para garantir serviços mais eficientes e confiáveis

aos Consumidores Cativos;

eliminação da auto-contratação (self-dealing), de forma a proporcionar um incentivo a que as

Distribuidoras comprem energia aos mais baixos preços disponíveis, ao invés de comprar energia

elétrica de partes relacionadas;

respeito aos contratos firmados anteriormente à vigência da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico,

de forma a proporcionar estabilidade às transações efetuadas antes da sua promulgação.

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico também excluiu a Eletrobrás e suas subsidiárias do Programa

Nacional de Privatização, um programa originalmente criado pelo Governo Federal em 1990 com vistas a

promover o processo de privatização das empresas estatais.

Questionamentos quanto à Constitucionalidade da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico tem atualmente sua constitucionalidade contestada perante o

Supremo Tribunal Federal. O Governo Federal recorreu, argumentando inexistir inconstitucionalidades na Lei

do Novo Modelo do Setor Elétrico, já que a Medida Provisória que a instituiu foi convertida em lei. Até

agora, o Supremo Tribunal Federal não chegou a uma decisão final sobre o assunto e não é possível prever

quando tal decisão será expedida. Portanto, a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico permanece em vigor.

Independentemente da decisão do Supremo Tribunal Federal, certas partes da Lei do Novo Modelo do Setor

Elétrico, relativas a restrições a que as Distribuidoras desenvolvam atividades estranhas à distribuição de

energia, incluindo a comercialização de energia aos Consumidores Livres e a eliminação da auto-contratação

(self-dealing), devem permanecer em pleno vigor e efeito.

Contratos Iniciais

Durante o período de transição previsto pela Lei do Setor Elétrico (1998-2005), toda a energia existente no

mercado foi contratada por meio de Contratos Iniciais que, com preços e quantidades de energia e de

demanda de potência determinados pela ANEEL, substitui o sistema anterior de contratos de suprimento.

Os Contratos Iniciais foram homologados pela ANEEL, em agosto de 1998, para as empresas localizadas na

região Sul, e em dezembro de 1998, para as empresas localizadas nas regiões Norte/Nordeste e

Sudeste/Centro-Oeste do Brasil. Foram estabelecidas quantidades de energia e de demanda de potência para o

período de 1999 a 2002.

Durante o período de 2003 a 2005, as quantidades de energia e de demanda de potência dos Contratos Iniciais

foram reduzidas a uma taxa anual de 25% do seu volume inicial. De acordo com a nova regulamentação do Setor

Elétrico, a energia liberada poderá ser vendida nos Ambientes de Contratação Livre ou Regulado. O objetivo do

período de transição é permitir a introdução gradual da competição no setor e proteger os participantes do mercado

93

contra a exposição a preços de mercado de curto prazo, potencialmente voláteis. Durante este período, o montante

de energia contratada por meio dos Contratos Iniciais vem sendo reduzido em 25% a cada ano, a partir de 2003,

sendo que tais contratos terão vigência máxima até 31 de dezembro de 2005.

Comercialização de Energia

A comercialização de energia como atividade autônoma está prevista na Lei n.º 9.648/98 e no Decreto n.º

2.655/98, estando sujeita a um regime competitivo, do qual diversos agentes podem participar, entre os quais

as Geradoras, atuando no regime de serviço público ou no de produção independente, as Comercializadoras

ou importadores de energia.

Diferentemente da prestação dos serviços de distribuição e transmissão, cujos preços são regulados, na

comercialização de energia elétrica os preços fixados livremente, balizados pelas condições de mercado.

Entretanto, as Distribuidoras devem observar determinados limites no que se refere ao repasse de eventuais

custos às tarifas dos consumidores finais o que, na prática, impõe limites aos preços pagos pelas

Distribuidoras nas aquisições de energia junto aos agentes de geração, importação e comercialização.

A comercialização de energia tem por finalidade o abastecimento energético, por meio das Distribuidoras, de

Consumidores Cativos e Consumidores Livres, sendo realizada também entre agentes setoriais que não sejam

consumidores finais.

Ambientes para a Comercialização de Energia Elétrica

Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as negociações envolvendo compra e venda de energia

elétrica serão conduzidas, paralelamente, em dois diferentes segmentos de mercado: (1) o Ambiente de

Contratação Regulada, que contempla a compra por Distribuidoras em leilões públicos para atender aos seus

consumidores cativos e (2) o Ambiente de Contratação Livre, que compreende a compra de energia elétrica

por entidades não-reguladas, tais como Consumidores Livres e Comercializadoras.

A energia gerada por (1) projetos de baixa capacidade de geração, localizados próximo a centrais de consumo

(“Geração Distribuída”), (2) usinas qualificadas nos termos do PROINFA, conforme definido abaixo, e (3)

Itaipu, não estarão sujeitas a processos de leilão centralizados para o fornecimento de energia no Ambiente de

Contratação Regulada. A energia elétrica gerada por Itaipu é comercializada pela Eletrobrás e os volumes que

devem ser comprados por cada concessionária de distribuição são determinados compulsoriamente pela

ANEEL. Os preços pelos quais a energia gerada por Itaipu é comercializada são denominados em dólares dos

Estados Unidos da América, e estabelecidos em conformidade com um tratado firmado entre o Brasil e o

Paraguai. Conseqüentemente, os preços para Itaipu variam de acordo com a variação da taxa de conversão

dólar/real. Alterações nos preços da energia gerada por Itaipu estão, todavia, sujeitas ao mecanismo de

recuperação de custos, apurados nas tarifas de Distribuição.

94

A aquisição de energia proveniente de processos de Geração Distribuída, isto é, empreendimentos

hidrelétricos com capacidade de até 30MW, empreendimentos termelétricos com eficiência superior a 75% e

quaisquer empreendimentos que utilizem biomassa, pelas Distribuidoras deve observar um processo

competitivo de chamada pública, que garanta publicidade, transparência e igualdade de acesso.

O Ambiente de Contratação Regulada

No Ambiente de Contratação Regulada, as empresas de distribuição compram a energia que esperam

comercializar com seus Consumidores Cativos, por meio de leilões regulados pela ANEEL e organizados pela

CCEE. As compras de energia elétrica são feitas junto às Geradoras, Comercializadoras e importadores de

energia elétrica (referidos em conjunto como “Agentes Vendedores”) por meio de duas espécies de acordos

bilaterais: (1) Contratos de Quantidade de Energia e (2) Contratos de Disponibilidade de Energia.

Nos termos de um Contrato de Quantidade de Energia, os Agentes Vendedores se comprometem a fornecer

uma determinada quantidade de energia e assumem o risco de que o fornecimento poderá ser afetado por

condições hidrológicas e baixos níveis de reservatórios, entre outros fatores que poderão afetar o

fornecimento de energia, e neste caso terão que comprar a energia no mercado, de forma a cumprir seus

compromissos de fornecimento. Nos termos de um Contrato de Disponibilidade de Energia, a Geradora se

compromete a disponibilizar uma determinada quantidade de capacidade ao Ambiente de Contratação

Regulada. Neste caso, a receita da Geradora é garantida e o risco hidrológico é assumido pela Distribuidora.

Em conjunto, estes contratos constituem o CCEAR.

Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a estimativa de demanda por parte das Distribuidoras é

o principal fator levado em conta quando da determinação da quantidade de energia que o sistema como um

todo deverá contratar. De acordo com o novo modelo, as Distribuidoras são obrigadas a contratar 100% de

suas necessidades de energia, ao invés dos 95% exigidos pelo modelo antigo. A insuficiência de energia para

suprir todo o mercado é verificada no processo de contabilização da CCEE e pode resultar em penalidades às

Distribuidoras.

De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as Distribuidoras de energia terão o direito de

repassar a seus consumidores os custos relacionados à energia adquirida por meio de leilões, bem como

quaisquer tributos e encargos setoriais relativos aos leilões. No repasse dos custos de aquisição de energia,

determinados desvios de volumes para maior e para menor são admitidos em virtude da impossibilidade das

Distribuidoras de declararem montantes exatos e com antecedência em relação à sua demanda de energia

elétrica para um determinado período.

De acordo com a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, no âmbito do Ambiente de Contratação Regulado,

os CCEAR deverão ser celebrados entre cada Agente Vendedor e todas as concessionárias e permissionárias

de distribuição que participaram de um determinado leilão, sendo estas obrigadas a oferecer garantias aos

geradores. As contratações entre as Distribuidoras e empreendimentos de geração existentes poderão prever

95

entrega da energia a partir do ano seguinte ao da respectiva licitação e terão prazos de duração de, no mínimo,

3 e, no máximo, 15 anos. As contratações entre as Distribuidoras e novos empreendimentos de geração

poderão prever entrega da energia a partir do 3° ou do 5° ano contado do ano da respectiva licitação e terão

prazo de duração de, no mínimo, 15 e, no máximo, 35 anos. A regulamentação da contratação de energia no

Ambiente de Contratação Regulada deverá prever, ainda, condições e limites para repasse do custo de

aquisição de energia elétrica para os consumidores finais, bem como o compartilhamento dos riscos

hidrológicos entre Geradoras e compradores.

O Ambiente de Contratação Livre

No Ambiente de Contratação Livre é realizada a venda de energia entre concessionárias de geração,

Produtores Independentes, Auto Produtores, Comercializadoras, importadores de energia e Consumidores

Livres.

Consumidores Livres são aqueles cuja demanda supere 3 MW, atendidos em tensão igual ou superior que 69

kV ou em qualquer tensão (desde que o suprimento tenha sido iniciado após 07 de julho de 1995), e que, em

virtude desse critério de elegibilidade, podem ser atendidos por outros fornecedores, além da Distribuidora

local. Adicionalmente, consumidores com demanda contratada igual ou maior que 500 kW também poderão

ser atendidos por outros fornecedores de energia, se tais consumidores passarem a ser supridos por uma fonte

alternativa de energia, como biomassa ou PCHs.

Um consumidor que esteja habilitado para escolher seu fornecedor, no caso, um Consumidor Livre, e que

tenha um contrato por prazo indeterminado com uma Distribuidora, somente poderá rescindir tal contrato

mediante notificação à Distribuidora, com antecedência mínima de 15 dias da data em que tal Distribuidora

deverá declarar suas necessidades de energia para o leilão seguinte, ressalvado que o fornecimento no

Ambiente de Contratação Livre só será iniciado no ano seguinte ao da notificação.

O Consumidor Livre em potencial, quando exerce a sua prerrogativa de se tornar livre, somente poderá

retornar ao mercado regulado mediante o envio de notificação à Distribuidora local com antecedência de 5

anos, podendo a Distribuidora aceitar prazo inferior a seu exclusivo critério.

Eliminação da Auto-Contratação (Self-Dealing)

Tendo em vista que a compra de energia elétrica para clientes cativos será feita no Ambiente de Contratação

Regulada, a chamada auto-contratação (self-dealing), na qual cada Distribuidora podia satisfazer até 30% de

suas necessidades de energia por meio da compra junto a partes relacionadas, não mais será permitida, exceto

no contexto de contratos que foram devidamente aprovados pela ANEEL anteriormente à promulgação da Lei

do Novo Modelo do Setor Elétrico.

96

Contratos firmados anteriormente à Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico determina que os contratos de aquisição de energia celebrados pelas

Distribuidoras, firmados e aprovados pela ANEEL anteriormente à promulgação da referida lei, não poderão

ser alterados para a prorrogação dos prazos ou modificação nos preços ou volumes de energia já contratados,

com exceção dos Contratos Iniciais de fornecimento vigentes em março de 2004, os quais puderam ser

alterados até dezembro de 2004, limitando-se a um prazo máximo de suprimento, qual seja, 31 de dezembro

de 2005.

Compras de Energia Elétrica conforme a Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico

Em 30 de julho de 2004, o Governo Federal instituiu a regulamentação que rege a compra e a venda de

energia no Ambiente de Contratação Regulada e no Ambiente de Contratação Livre, e disciplina as

autorizações e concessões para projetos de geração de energia, incluindo regras relacionadas aos

procedimentos de leilões e ofertas, a forma dos contratos de compra de energia e o método de repasse aos

consumidores finais, entre outros.

A regulamentação determina que todos os agentes compradores de energia elétrica devem contratar a

totalidade da sua demanda conforme as diretrizes do novo modelo. Por outro lado, os Agentes Vendedores

devem demonstrar que a energia disponibilizada para venda tem como respaldo suas próprias instalações de

geração existentes ou contratos de compra de energia. Os Agentes Vendedores que não cumprirem estas

exigências estarão sujeitos às penalidades por insuficiência de lastro.

Os Leilões de Energia

Nos termos da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, as Distribuidoras devem contratar 100% da sua

demanda de energia elétrica para suas respectivas áreas de concessão. Para cumprir essa finalidade, as

Distribuidoras devem realizar aquisições de energia nos leilões regulados pela ANEEL (com exceção

daquelas que não necessitam de leilão, conforme mencionadas anteriormente), seja para a aquisição junto a

projetos de geração ou novos.

Os leilões de energia para os novos projetos de geração serão realizados (1) cinco anos antes da data de

entrega inicial (chamados de leilões “A-5”), e (2) três anos antes da data de entrega inicial (chamados de

leilões “A-3”). Haverá também leilões de energia das instalações de geração existentes (1) realizados um ano

antes da data da entrega inicial (chamados de leilões “A-1”), e (2) realizados em até quatro meses antes da

data de entrega (chamados de “leilões de ajuste”).

Cada Agente Vendedor que contrate a venda de energia por meio do leilão firmará um CCEAR com cada

Distribuidora, proporcionalmente à demanda declarada na intenção de compra da Distribuidora. A única

exceção a esta regra acontecerá no leilão de ajuste, no qual os contratos celebrados entre Agentes Vendedores

97

e Distribuidoras serão específicos, observadas as diretrizes gerais fixadas pela ANEEL. Os CCEAR dos

leilões “A-5” e “A-3” têm prazos que variam de 15 a 35 anos, e os CCEAR dos leilões “A-1” têm prazo

variado entre 3 e 15 anos. Contratos decorrentes dos leilões de ajuste de mercado estarão limitados a um prazo

de dois anos.

O Decreto n.º 5.163 de 15 de março de 2004, que regula a negociação de energia elétrica no âmbito da Lei do

Novo Modelo do Setor Elétrico, permite às Distribuidoras reduzirem o montante de energia contratada por

meio dos CCEAR nos seguintes casos: (1) compensação pela saída de Consumidores Potencialmente Livres

do Mercado Regulado para o Mercado Livre; (2) desvios das estimativas de demanda elaboradas pelas

Distribuidoras, após dois anos da declaração de demanda inicial, sendo que neste caso a redução poderá

atingir até 4% por ano do montante inicialmente contratado; e (3) aumento dos montantes de energia

adquiridos por meio de contratos firmados antes de 17 de março de 2004.

As circunstâncias em que a redução do nível de energia contratada poderá ocorrer serão devidamente

estipuladas nos CCEAR e poderão ser exercidas a exclusivo critério da Distribuidora, nos casos previstos

acima e em regulamentos futuros da ANEEL.

O Leilão de 2004

Em 07 de dezembro de 2004, a CCEE conduziu o primeiro leilão com base nos procedimentos previstos pela

Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico. As Distribuidoras e Geradoras entregaram, até o dia 2 de dezembro de

2004, suas estimativas de projeção de demanda de energia elétrica para os cinco anos subseqüentes e os

montantes a serem adquiridos para atendimento de suas demandas em relação a contratos com início de

suprimento nos anos de 2005, 2006 e 2007. Baseado nessas informações, o MME estabeleceu o montante

total de energia a ser negociado no leilão de 2004 e a lista de empresas geradoras participantes do leilão. O

leilão ocorreu em duas fases, por meio de um sistema eletrônico.

Após a conclusão do leilão de 2004, as Geradoras e as Distribuidoras celebraram CCEAR estabelecendo os

termos, condições, preços e montantes de energia contratada. As Distribuidoras apresentaram garantias em

benefício das Geradoras, podendo optar entre fiança bancária, dação de recebíveis em um montante

equivalente a 100% da média do valor das últimas três faturas relativas ao CCEAR e cessão de Certificados

de Depósito Bancários.

Excepcionalmente em 2004, a ANEEL promoveu um leilão de compra de energia elétrica proveniente de

empreendimentos existentes, com contratação apresentando prazo mínimo de vigência de 8 anos, para início

do suprimento a partir de 2005, 2006 e 2007. Em uma segunda etapa, a ser realizada no mês de abril de 2005,

serão leiloados contratos de 8 anos de duração para fornecimento de energia elétrica a partir de 2008 e 2009 e,

por último, serão realizados os leilões de energia nova.

98

Limitações Governamentais de Participação dos Agentes no Mercado

Em 2000, a ANEEL estabeleceu novos limites à concentração de determinados serviços e atividades dentro

do setor elétrico. De acordo com tais limites, com exceção das empresas participantes do Programa Nacional

de Desestatização (que apenas devem observar tais limites uma vez que sua reestruturação societária final

estiver concluída), nenhuma companhia do setor elétrico poderá (1) deter mais de 20% da capacidade

instalada do Brasil, 25% da capacidade instalada nas regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste ou 35% da capacidade

instalada das regiões Norte/Nordeste, exceto se tal percentagem corresponder à capacidade instalada de uma

única usina geradora; (2) deter mais de 20% do mercado brasileiro de distribuição, 25% do mercado de

distribuição das regiões Sul/Sudeste/Centro-Oeste ou 35% do mercado de distribuição das regiões

Norte/Nordeste, exceto na hipótese de um aumento na distribuição de energia superior às taxas de

crescimento nacional ou regional; ou (3) deter mais de 20% do mercado brasileiro de comercialização para

consumidores finais, 20% do mercado brasileiro de comercialização para usuários não-finais ou 25% da soma

das percentagens acima.

Remuneração das Geradoras

Ao contrário das concessionárias de distribuição de energia elétrica, em geral, as Geradoras não têm, em seus

respectivos contratos de concessão, a fixação de tarifas, tampouco mecanismos de reajuste e revisão destas.

No âmbito dos Contratos Iniciais, as Geradoras são remuneradas pelas tarifas fixadas entre estas e as

respectivas Distribuidoras, as quais são homologadas pela ANEEL. Já no âmbito dos Contratos Bilaterais, são

fixados preços entre as partes, habitualmente decorrentes da participação em licitações públicas.

No âmbito dos Contratos Bilaterais firmados anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor

Elétrico, os preços negociados entre as empresas Geradoras e Distribuidoras eram, geralmente, influenciados

pela limitação ao repasse dos custos de aquisição de energia às tarifas cobradas pelas Distribuidoras de seus

consumidores finais. O repasse de energia adquirida por meio de contratos de fornecimento firmados antes da

promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico é limitado por um valor estabelecido pela ANEEL, o

chamado valor normativo.

Para os contratos celebrados sob a vigência da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico, a limitação ao repasse

de custos pelas Distribuidoras é baseada no Valor de Referência Anual, que corresponde à média apurada dos

preços de energia elétrica nos leilões “A-5” e “A-3”, calculados para todas as Distribuidoras. O Valor Anual

de Referência cria um incentivo para que as Distribuidoras contratem suas demandas esperadas de energia nos

leilões “A-5”, nos quais espera-se preços mais baixos do que nos leilões “A-3”, e será aplicado nos três

primeiros anos dos contratos de compra da energia produzida por novos projetos de geração. Após o quarto

ano, os custos de aquisição da energia produzida por tais projetos poderão ser integralmente repassados aos

consumidores.

99

Essas limitações ao repasse pelas Distribuidoras dos custos de aquisição de energia acabam restringindo os

preços de energia praticados pelos Agentes Vendedores, uma vez que estes devem ser similares ao valor

normativo ou ao Valor Anual de Referência para serem competitivos. Com a promulgação da Lei do Novo

Modelo do Setor Elétrico, as Distribuidoras somente poderão adquirir energia por meio de leilões públicos

conduzidos pela ANEEL e pela CCEE. Tal restrição não se aplica à venda de energia no Ambiente de

Contratação Livre, onde a comercialização é realizada pela livre negociação de preços e demais condições.

Algumas Geradoras contam, ainda, com o MRE para ter assegurada a receita correspondente à sua Energia

Assegurada. De acordo com a regulamentação brasileira, a receita proveniente da venda de energia elétrica

pelas geradoras não depende da energia efetivamente gerada, e sim da Energia Assegurada de cada usina, cuja

quantidade é fixa e determinada pelo Poder Concedente, constando no respectivo Contrato de Concessão. As

diferenças entre a energia gerada e a Energia Assegurada são cobertas pelo MRE, cujo principal propósito é

mitigar os riscos hidrológicos, assegurando que todas as usinas participantes recebam pelo seu nível de

Energia Assegurada, independentemente da quantidade de energia elétrica por elas efetivamente gerado. Em

outras palavras, o MRE realoca a energia, transferindo o excedente daqueles que geraram quantidades

superiores às suas Energias Asseguradas, para aqueles que geraram quantidade de energia insuficiente para

atender à Energia Assegurada. A geração efetiva é determinada pelo ONS, tendo em vista a demanda de

energia e as condições hidrológicas. A quantidade de energia efetivamente gerada pelas usinas, seja ela

superior ou inferior à Energia Assegurada, tem seu preço fixado por uma tarifa denominada “Tarifa de

Energia de Otimização – TEO”, que cobre somente os custos de operação e manutenção da usina. Esta receita

ou despesa adicional será contabilizada mensalmente para cada gerador.

Encargos Setoriais

Tarifas de uso dos Sistemas de Distribuição e de Transmissão

A ANEEL fiscaliza e regulamenta o acesso aos sistemas de distribuição e transmissão. As tarifas são (i) a

TUSD, tarifa cobrada pelo uso da rede de distribuição exclusiva de cada distribuidora e (ii) a TUST, tarifa

pelo uso do sistema de transmissão, que consiste na Rede Básica e suas instalações auxiliares.

Adicionalmente, as Distribuidoras do sistema interligado Sul/Sudeste pagam encargos específicos pela

transmissão da energia elétrica gerada em Itaipu. A seguir encontra-se um resumo de cada tarifa ou encargo.

TUSD. A TUSD é paga pelas Geradoras e pelos Consumidores Livres pelo uso do sistema de distribuição da

Distribuidora à qual a Geradora ou o Consumidor Livre estejam conectados, e é reajustada anualmente,

levando-se em conta a variação de seus componentes. A TUSD é composta de duas partes, uma denominada

TUSD-Encargos, calculada de acordo com o uso de energia elétrica, e a outra, denominada TUSD-Serviço,

dimensionada para remunerar os ativos da Distribuidora.

TUST. A TUST é paga por Distribuidoras, Geradoras e Consumidores Livres pela utilização da Rede Básica e

é reajustada anualmente pela ANEEL de acordo com (i) a inflação e (ii) as receitas anuais permitidas para as

100

concessionárias de transmissão, determinadas pela ANEEL. Em conformidade com critérios estabelecidos

pela ANEEL, os proprietários das diferentes partes da rede de transmissão transferiram a coordenação da

operação de suas instalações ao ONS em troca do recebimento de pagamentos regulados dos usuários do

sistema de transmissão. Os usuários da rede, incluindo as empresas de geração, assinaram contratos com o

ONS que lhes conferem o direito de usar a rede de transmissão em troca do pagamento das tarifas divulgadas.

Outras partes da rede de propriedade das empresas de transmissão porém, que não são consideradas como

parte da rede de transmissão, são disponibilizadas diretamente aos usuários interessados que pagam uma

remuneração específica à empresa de transmissão pertinente.

Incentivos a Fontes Alternativas de Energia

Em 2000 foi criado o Programa Prioritário de Termeletricidade (“PPT”), com o objetivo de diversificar a

matriz energética brasileira e reduzir sua forte dependência de usinas hidrelétricas. Os benefícios concedidos a

usinas termelétricas nos termos do PPT incluem: (1) fornecimento garantido de gás por 20 anos, (2) garantia

de que os custos relativos à aquisição da energia produzida por usinas termelétricas serão transferidos às

tarifas até o limite do valor normativo determinado pela ANEEL, e (3) acesso garantido a um programa

especial de financiamento do BNDES para o setor elétrico.

A PPT enfrentou diversos obstáculos durante sua implementação, particularmente no que diz respeito ao

preço de gás, o qual está geralmente atrelado ao dólar e, apesar de diversas alterações regulatórias, a PPT

nunca foi integralmente implementada.

Em 2002, o PROINFA foi estabelecido pelo Governo Federal para criar determinados incentivos ao

desenvolvimento de fontes alternativas de energia, tais como projetos de energia eólica, PCHs e projetos de

biomassa. De acordo com o PROINFA, a Eletrobrás comprará a energia elétrica gerada por estas fontes

alternativas por um período de 20 anos e repassá-las às Distribuidoras. Em sua fase inicial, o PROINFA é

limitado a uma capacidade contratada total de 3.300 MW (sendo cada fonte responsável por um terço).

Projetos que pretendam se qualificar para receber os benefícios oferecidos pelo PROINFA devem

necessariamente estar em operação comercial até 30 de dezembro de 2008.

Cobrança pela Utilização de Recursos Hídricos

Nos termos da Lei n.º 9.648/98, os titulares de concessão ou autorização para exploração de potencial

hidráulico devem pagar, a título de compensação pela utilização de recursos hídricos, 6% sobre o valor da

energia elétrica produzida. O pagamento é devido aos Estados, ao Distrito Federal e aos Municípios, em cujos

territórios se localize o aproveitamento ou que tenham áreas alagadas por águas do respectivo reservatório, e a

órgãos da Administração Direta da União. Em 2000, nos termos da Lei n.º 9.984 (que criou a Agência

Nacional de Águas - ANA), esse percentual foi alterado para 6,75%, sendo que as grandes centrais geradoras

de energia elétrica iniciaram o pagamento do adicional de 0,75% em julho daquele ano. Esses valores ainda

não são cobrados integralmente pela ANA.

101

Taxa de Fiscalização ANEEL – TFSEE

A Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia (TFSEE) foi instituída pela Lei n.º 9.427/96, e regulamentada

pelo Decreto n.º 2.410/97. Trata-se de taxa anual, diferenciada em função da modalidade de serviço e

proporcional ao porte da concessão, permissão ou autorização (aqui incluídas a produção independente e a

auto-produção de energia).

A TFSEE alcança 0,5% do benefício econômico anual auferido pelo concessionário, permissionário ou

autorizado e deve ser recolhida diretamente à ANEEL, em doze quotas mensais.

Encargo de Transporte de Itaipu

A usina hidrelétrica de Itaipu possui uma grade de transmissão operada em corrente alternada e contínua, que

não é considerada parte da Rede Básica ou do sistema de transmissão intermediário. O uso deste sistema é

remunerado por uma tarifa específica denominada encargo de transporte de Itaipu, pago pelas empresas

detentoras de quotas da energia produzida por Itaipu, na proporção de suas quotas.

Tarifas de Distribuição

O valor da tarifas de distribuição é determinado pela ANEEL, que tem autoridade para reajustar e rever tarifas

em resposta a alterações nos custos de compra de energia e nas condições de mercado. Ao reajustar tarifas de

distribuição, a ANEEL divide o custo das Distribuidoras entre (1) custos que estão fora do controle das

Distribuidoras, ou os chamados custos da Parcela A, e (2) custos que estão sob o controle das Distribuidoras,

ou custos denominados Parcela B. O reajuste de tarifas é baseado em uma fórmula que leva em consideração

a divisão de custos entre duas categorias:

Custos da Parcela A incluem, entre outros, os seguintes:

custos com a compra de energia para revenda conforme previsto nos Contratos Iniciais;

custos com a compra de energia de Itaipu;

custos com a compra de energia nos termos de contratos bilaterais que foram livremente negociados

entre as partes; e

outros encargos referentes à conexão e ao uso dos sistemas de transmissão e de distribuição.

O repasse dos custos com a compra de energia prevista em contratos de fornecimento negociados

anteriormente à promulgação da Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico está sujeito a um teto baseado em um

valor normativo estabelecido pela ANEEL para cada fonte de energia (tais como hidrelétrica, termelétrica e

fontes alternativas de energia). O valor normativo aplicado aos contratos de fornecimento é ajustado

anualmente de forma a refletir os aumentos nos custos incorridos pelas Geradoras. Tais reajustes levam em

consideração (1) a inflação, (2) os custos incorridos em moeda conversível, e (3) custos relativos a

102

combustíveis (tais como fornecimento de gás natural). Os custos incorridos deverão corresponder a pelo

menos 25% de todos os custos incorridos pelas Geradoras.

Os custos da Parcela B são determinados subtraindo-se os custos da Parcela A da receita da Distribuidora.

O contrato de concessão de cada Distribuidora prevê um reajuste anual de tarifas. Em geral, os custos da

Parcela A são integralmente repassados aos consumidores. Os custos da Parcela B, todavia, são corrigidos

pela inflação em conformidade com o IGP-M.

As Distribuidoras têm também direito à revisão periódica a cada quatro ou cinco anos, dependendo do seu

respectivo contrato de concessão. Estas revisões têm o objetivo de (1) assegurar receitas suficientes para

cobrir os custos operacionais da Parcela B e uma compensação adequada pelos investimentos essenciais em

serviços dentro do escopo da concessão de cada empresa, e (2) determinar o fator X, que é baseado em três

componentes: (a) ganhos esperados de produtividade a partir do aumento de escala, (b) avaliações pelos

consumidores (verificadas pela ANEEL) e (c) custos trabalhistas.

O fator X é usado para ajustar a proporção da alteração no IGP-M que é utilizada nos reajustes anuais. Assim

sendo, após a conclusão de cada revisão periódica, a aplicação do fator X determina que as Distribuidoras

compartilhem seus ganhos de produtividade com os consumidores finais.

Além disso, as concessionárias de distribuição de energia elétrica têm direito à revisão extraordinária de

tarifas caso a caso, de forma a assegurar seu equilíbrio financeiro e compensá-las por custos imprevisíveis,

incluindo tributos, que tragam alterações significativas em sua estrutura de custos.

Reserva Global de Reversão - RGR

Em determinadas circunstâncias, as empresas do setor elétrico são indenizadas em caso de revogação ou

encampação da concessão. Em 1971, o Governo Federal criou a Reserva Global de Reversão, (“RGR”),

concebida para prover fundos para tal indenização. Em fevereiro de 1999, a ANEEL instituiu a cobrança de

uma taxa exigindo que todas as Distribuidoras e determinadas Geradoras que operassem sob o regime de

serviços públicos fizessem contribuições mensais à RGR, a uma taxa anual equivalente a 2,5% dos ativos

fixos da empresa em operação, porém não podendo exceder 3,0% do total de sua receita operacional em

qualquer exercício. Nos últimos anos, a RGR tem sido usada principalmente para financiar projetos de

geração e distribuição. A RGR está programada para se esgotar em 2010, e a ANEEL deverá rever a tarifa de

forma que o consumidor venha ser de alguma maneira beneficiado pelo fim da RGR.

O Governo Federal passou a cobrar uma remuneração dos Produtores Independentes pelo uso recursos

hidrológicos, exceto as PCHs, semelhante à remuneração cobrada de empresas do setor público em relação à

RGR. Os Produtores Independentes devem fazer contribuições para o Fundo UBP, conforme as regras do

respectivo processo de licitação pública para outorga das concessões.

103

Conta de Consumo de Combustíveis Fósseis – CCC

A CCC foi criada em 1973 como uma subvenção econômica para cobertura do custo do combustível utilizado

pelas usinas termelétricas, sendo inicialmente gerida pela Eletrobrás.

Em fevereiro de 1998, o Governo Federal determinou a extinção da CCC, de forma que os subsídios da CCC

encontram-se em fase final de extinção para as usinas termelétricas construídas anteriormente a fevereiro de

1998 pertencentes ao SIN, deixando de existir a partir de dezembro de 2005.

Em abril de 2002, o Governo Federal determinou que os subsídios da CCC continuariam a ser pagos às usinas

termelétricas localizadas em sistemas isolados por um período de 20 anos de forma a promover a geração de

energia nestas regiões.

Até dezembro de 2003, todos os agentes do setor elétrico, sejam Distribuidoras, Geradoras ou

Comercializadoras, que comercializavam energia com consumidores finais realizavam contribuições mensais

à CCC. Essas contribuições eram calculadas com base nas estimativas do custo do combustível a ser utilizado

pelas usinas de energia termelétrica no ano subseqüente. Ao longo de 2004, o recolhimento da parcela

destinada à cobertura dos custos da CCC passou a ser realizado diretamente pelas Distribuidoras e

transmissoras junto aos consumidores finais, por meio de parcela da TUSD e da TUST.

Conta de Desenvolvimento Energético - CDE

Em 2002, o Governo Federal instituiu a Conta de Desenvolvimento Energético, ou CDE, como sucessora da

CCC no que se refere à subvenção dos custos de combustíveis às usinas de geração termelétrica que utilizam

carvão mineral nacional, cujos fundos são providos por meio de pagamentos anuais feitos por concessionárias

pelo uso de bens públicos, penalidades e multas impostas pela ANEEL e, desde 2003, pelos valores anuais

pagos pelos agentes que comercializam energia com consumidores finais, por meio inclusão do encargo às

tarifas de uso dos sistemas de transmissão e/ou de distribuição. Estes encargos são reajustadas anualmente. A

CDE foi criada para apoiar (1) o desenvolvimento da produção de energia em todo o país; (2) a produção de

energia por meio de fontes alternativas de energia, e (3) a universalização dos serviços de energia em todo o

país. A CDE deverá permanecer em vigor por 25 anos, e é regulada pela ANEEL e administrada pela

Eletrobrás.

Contribuição para Pesquisa e Desenvolvimento

As concessionárias, permissionárias ou autorizadas de serviço público de distribuição, geração e transmissão

de energia elétrica devem investir a cada ano um mínimo de 1% de sua receita operacional líquida em

pesquisa e desenvolvimento do setor elétrico. PCHs, projetos de energia solar, eólica e biomassa estão isentos

de tal exigência.

104

Inadimplemento de Encargos Setoriais

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que a falta de pagamento da contribuição à RGR, ao

PROINFA, à CDE, à CCC, ou dos pagamentos devidos em virtude de compra de energia elétrica no

Ambiente de Contratação Regulada ou de Itaipu, impedirá a parte inadimplente de receber reajustes de tarifas

(exceto a revisão extraordinária) ou de receber recursos advindos da RGR, da CDE ou da CCC.

Redução Compulsória no Consumo

A Lei do Novo Modelo do Setor Elétrico estabelece que, em uma situação na qual o Governo Federal venha a

decretar a redução compulsória do consumo de energia em determinada região, todos os Contratos de

Quantidade de Energia no Ambiente de Contratação Regulada, registrados pela CCEE, deverão ter seus

respectivos volumes reajustados na mesma proporção da redução do consumo.

Crise no Setor e Medidas Adotadas durante a Transição do Antigo para o Novo Modelo

Racionamento

A baixa quantidade de chuvas na estação úmida 2000/2001 resultou em uma queda anormal nos níveis de

água em diversos reservatórios utilizados pelas maiores usinas hidrelétricas do Brasil. Tal fato, aliado à

restrição de investimentos em projetos de geração e transmissão nos anos que antecederam a esse período,

levou o Governo Federal a adotar restrições no atendimento ao consumo de energia no ano de 2001. Em maio

de 2001, o Presidente da República criou a Câmara de Gestão da Crise de Energia Elétrica, posteriormente

transformada em Câmara de Gestão do Setor Elétrico, com o objetivo de propor e implementar medidas de

natureza emergencial para compatibilizar a demanda e a oferta de energia elétrica, de forma a evitar

interrupções imprevistas de suprimento.

A CGSE estabeleceu regimes especiais de cobrança de tarifas, limites de uso e fornecimento de energia e

outras medidas visando à redução do consumo de energia elétrica nas regiões Sudeste, Centro-Oeste,

Nordeste e Norte.

Em virtude da melhoria nas condições hídricas no País e do êxito na política de contenção do consumo de

energia elétrica, que propiciaram aumento significativo dos níveis nos reservatórios das usinas hidrelétricas, o

Governo Federal anunciou, em fevereiro de 2002, o fim das medidas de racionamento.

Acordo do Racionamento

Durante o período do racionamento de energia elétrica, houve um desequilíbrio financeiro no mercado de curto

prazo, em decorrência da redução da carga e, conseqüentemente, da geração. Tal desequilíbrio fez com que as

Distribuidoras se tornassem credoras no antigo MAE, uma vez que apresentavam sobras de energia contratada em

relação ao consumo de energia, ao passo que fez com que as Geradoras se tornassem devedoras, uma vez que o

volume de energia elétrica produzida se encontrava abaixo dos volumes contratados.

105

Para mitigar tal problema, a Lei nº 10.438/02 do Novo Modelo do Setor Elétrico estabeleceu que parcela das

despesas com a compra de energia no MAE realizada até dezembro de 2002 decorrentes da redução da

geração de energia nas usinas participantes do Mecanismo de Realocação de Energia e consideradas nos

Contratos Iniciais fosse repassada aos consumidores, com exceção de consumidores residenciais de baixa

renda ou com consumo mensal inferior a 350 kWh e de consumidores rurais com consumo mensal inferior a

700 kWh.

Nos termos da Lei n.º 10.604, de 17 de dezembro de 2002, as despesas das concessionárias e permissionárias

de distribuição de energia elétrica decorrentes da alteração das condições para enquadramento dos

consumidores de baixa renda, seriam objeto de subvenção econômica às concessionárias, com a finalidade de

contribuir para a modicidade tarifária, segundo os critérios e valores fixados pela ANEEL.

As Resoluções ANEEL n.° 552, de 14 de outubro de 2002, e n° 763, de 20 de dezembro de 2002, fixaram as

formas para a efetivação da liquidação financeira das operações de compra e venda de energia no mercado do

MAE. Nos termos da Resolução ANEEL n.° 763/02, 50% dos valores contabilizados foram pagos em

dezembro de 2002, sendo que os 50% remanescentes foram liquidados após a finalização da auditoria prevista

na Convenção de Mercado do MAE.

Por fim, o Decreto n.º 4.475, de 20 de novembro de 2002, instituiu o Programa Emergencial e Excepcional de

Apoio às Concessionárias de Serviço Público de Geração e Produtores Independentes de Energia Elétrica,

segundo o qual o BNDES deveria financiar até 90% do valor devido pelas Geradoras e PIEs pela energia livre

alocada durante o racionamento.

Acordo Geral do Setor Elétrico

O Acordo Geral do Setor Elétrico foi o acerto firmado entre Geradoras e Distribuidoras com o objetivo de

definir regras para compensação das perdas financeiras geradas pelo Racionamento de energia 2001/2002. O

acordo, fechado em dezembro de 2001, prevê financiamento de até R$ 7,5 bilhões do Banco Nacional de

Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) às empresas e reajuste tarifário extraordinário de 2,9% para

consumidores rurais e residenciais, com exceção dos consumidores de baixa renda, e de 7,9% para

consumidores de outras classes, a título de recomposição das perdas.

Aspectos Ambientais

Responsabilidade Ambiental

As violações à legislação ambiental podem caracterizar crime ambiental, atingindo tanto os administradores,

que podem até ser presos, como a própria pessoa jurídica da Companhia. Podem, ainda, acarretar penalidades

administrativas, como multas de até R$50 milhões (aplicáveis em dobro ou no seu triplo, em caso de

reincidência) e suspensão temporária ou definitiva de atividades. Ressalte-se que tais sanções serão aplicadas

independentemente da obrigação de reparar a degradação causada ao meio ambiente e a terceiros afetados.

106

Na esfera civil e administrativa, os danos ambientais implicam responsabilidade solidária e objetiva, direta e

indireta. Isso significa que a obrigação de reparar a degradação causada poderá afetar a todos os direta ou

indiretamente envolvidos, independentemente da comprovação de culpa dos agentes. Como conseqüência, a

contratação de terceiros para proceder a qualquer intervenção nas operações da Companhia, como a

disposição final de resíduos, não exime a responsabilidade da contratante por eventuais danos ambientais

causados pela contratada.

Licenciamento Ambiental

A Política Nacional do Meio Ambiente, que tem como lei maior a Constituição Federal, determina que o

regular funcionamento de atividades consideradas efetiva ou potencialmente poluidoras, ou que, de qualquer

forma, causem degradação do meio ambiente, está condicionado ao prévio licenciamento ambiental. Este

procedimento é necessário tanto para a instalação inicial e operação do empreendimento quanto para as

ampliações nele procedidas, sendo que as licenças emitidas precisam ser renovadas periodicamente. As

atividades cujos impactos ambientais são considerados significativos estão sujeitas ao Estudo Prévio de

Impacto Ambiental e seu respectivo Relatório de Impacto Ambiental (EIA/RIMA), assim como à

implementação de medidas de compensação ambiental (recursos destinados à implantação e manutenção de

unidades de conservação, no montante de, pelo menos, 0,5% do custo total previsto para a implantação do

empreendimento).

Para os empreendimentos de impacto ambiental regional ou realizados em áreas de interesse ou domínio da

União, a competência para licenciar é atribuída ao IBAMA. Com exceção dos casos em que o licenciamento

ambiental está sujeito à competência do IBAMA e dos órgãos estaduais de meio ambiente como o IAP, no

Estado do Paraná, a FATMA, no Estado de Santa Catarina, a FEPAM, no Estado do Rio Grande do Sul, o

IMAP, no Estado do Mato Grosso do Sul, e a Agência Goiana do Meio Ambiente, no Estado de Goiás, são

competentes para a análise das atividades e emissão de licenças ambientais, bem como para a imposição de

condições, restrições e medidas de controle pertinentes.

O processo de licenciamento ambiental segue, basicamente, três estágios subseqüentes: licença prévia, licença

de instalação e licença de operação.

A ausência de licença ambiental, independentemente de a atividade estar ou não causando danos efetivos ao

meio ambiente, consiste em crime ambiental além de sujeitar o infrator a penalidades administrativas tais

como multas que, no âmbito federal, podem chegar a R$10 milhões (aplicáveis em dobro ou no seu triplo, em

caso de reincidência), e interdição de atividades.

As demoras ou indeferimentos, por parte dos órgãos ambientais licenciadores, na emissão ou renovação

dessas licenças, assim como a eventual impossibilidade da Companhia de atender às exigências estabelecidas

por tais órgãos ambientais no curso do processo de licenciamento ambiental, poderão prejudicar, ou mesmo

impedir, conforme o caso, a instalação e a operação dos seus empreendimentos.

107

Para informações sobre as licenças ambientais relativas à instalação e funcionamento do Parque Gerador da

Companhia, vide subitem “Licenciamento Ambiental” da seção “Atividades da Companhia”.

Recursos Hídricos

A Política Nacional de Recursos Hídricos determina que o uso de corpos d’água para fins de captação ou

lançamento de efluentes (a) deverá ser previamente autorizado pelo Poder Público por meio de outorga de

direito de uso, além de (b) ensejar a cobrança de valores para essa finalidade. Para as hidrelétricas da

Companhia situadas em rios de domínio estadual, a competência para a emissão da outorga cabe ao respectivo

órgão estadual de recursos hídricos. Caso seja um rio de domínio da União, essa tarefa incumbe à ANA.

O aproveitamento de potencial hidrelétrico por meio das usinas hidrelétricas da Companhia configura

atividade sujeita à outorga e conseqüente cobrança pelo uso da água. A cobrança pelo uso da água nas usinas

hidrelétricas é feita por Lei e, atualmente, junto com a compensação financeira nos casos das usinas

termelétricas. Até a data deste Prospecto, a cobrança pelo uso da água não havia sido regulamentada.

108

ATIVIDADES DA COMPANHIA

Histórico

Em 3 de maio de 1995, a Eletrosul e as demais empresas da Eletrobrás foram incluídas no Programa Nacional

de Desestatização – PND, por meio do Decreto n.º 1.481/95.

Dessa forma, a Eletrosul, que havia sido criada em 1968 como terceira subsidiária regional da Eletrobrás

destinada ao abastecimento energético dos Estados do Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul (área

ampliada, em 1980, com a inclusão de Mato Grosso do Sul), foi parcialmente cindida em 23 de dezembro de

1997, sendo que o patrimônio relativo à atividade de geração de energia elétrica foi vertido para a constituição

de uma nova sociedade, denominada Centrais Geradoras do Sul do Brasil S.A. – Gerasul. O patrimônio

vertido à Gerasul, à época da cisão, representava cerca de 71% do patrimônio líquido cindido.

Após a cisão de 1997, a Eletrosul continuou responsável exclusivamente pelas atividades relacionadas à

transmissão de energia elétrica e a Gerasul passou a atuar exclusivamente na geração e comercialização de

energia elétrica, ficando as duas companhias sob o controle da Eletrobrás.

Em janeiro de 1998, o controle acionário da Gerasul passou a ser da Eletrobrás Geração S.A. – Eletroger,

companhia que teve origem na cisão parcial do patrimônio da Eletrobrás. Em abril do mesmo ano, a Eletroger

incorporou sua controlada Gerasul, passando a utilizar a denominação social até então utilizada pela

incorporada.

Em leilão realizado em 15 de setembro de 1998, na Bolsa de Valores do Rio de Janeiro, a Tractebel Sul Ltda.,

atualmente denominada Tractebel EGI South America Ltda., empresa constituída no Brasil sob o controle da

Suez Tractebel Sociètè Anonyme (nova denominação da Tractebel Sociètè Anonyme), com sede em Bruxelas,

Bélgica, adquiriu o controle acionário da Gerasul, representado, na época, por 227.095.639.468 ações

ordinárias, correspondentes a 50,01% do capital social votante da Gerasul, pelo preço de R$ 945,7 milhões.

Em fevereiro de 2002, a Gerasul assumiu a marca da sua controladora e passou a ser denominada Tractebel

Energia S.A.

Em setembro de 2004 completaram-se seis anos da realização do leilão por meio do qual o controle acionário

da Gerasul foi vendido para a Tractebel EGI South America. Nesse período, a Companhia realizou

investimentos da ordem de R$ 2,5 bilhões (a preços atualizados) para a expansão e ampliação da

confiabilidade de suas usinas hidrelétricas e termelétricas, consolidando sua atuação no setor brasileiro de

geração de energia. Nesse mesmo período, a Capacidade Instalada da Companhia saltou de 3.719 MW para

um total de 6.202 MW, o que representou um crescimento de 67% da Capacidade Instalada da Companhia.

Verificou-se, ainda, um aumento de 74% na Energia Assegurada da Companhia, que passou de 2.143 MW

médios para 3.737 MW médios.

109

Organograma Societário

Em 31 de março de 2005 a Tractebel Energia era controlada pela Tractebel EGI South América, detentora de

78,30% do seu capital social total. O esquema a seguir representa a estrutura acionária na qual a Tractebel

Energia estava inserida em 31 de março de 2005, indicando as respectivas participações:


Sociedades Controladas

Em 31 de março de 2005, a Tractebel Energia possuía participações societárias conforme indicado no

organograma abaixo:


Segue abaixo breve descritivo das atividades de cada uma das sociedades controladas pela Tractebel Energia:

Tractebel Energia Comercializadora

A Tractebel Energia Comercializadora Ltda. foi constituída em outubro do ano 2000. Em 31 de março de

2005, o seu capital social era de R$ 2.200.000,00, representado por 2.200.000 quotas. A Tractebel Energia

Comercializadora tem como objeto social a comercialização de energia elétrica gerada no mercado de livre

negociação, incluindo a compra, a venda, a importação e a exportação de energia elétrica, bem como a

intermediação de qualquer dessas operações. A partir de setembro de 2004, a Tractebel Energia

Comercializadora passou a exercer suas atividades com maior intensidade, encerrando o ano com 632 MW

Suez Tractebel

Consórcio Estreito Energia

Cia. Energética São Salvador

Tractebel EGI South America

Tractebel Energia

78,30% 100% 30%

100%

99,99%

Tractebel Energia

LagesBioenergética

CEM Itasa Tractebel Energia Comercializad

99,99% 48,75% 99,99%

DeltaParticipações

99,99%

110

vendidos. Em 31 de março de 2005, a Tractebel Energia Comercializadora possuía contratos de venda de

energia elétrica com 10 clientes, representando aproximadamente 137 MW por mês.

A tabela abaixo apresenta informações relativas à participação da Tractebel Energia na Tractebel Energia

Comercializadora, nos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2002, 2003 e 2004 e nos períodos

encerrados em 31 de março de 2004 e 2005:

Exercícios Sociais Encerrados em 31 de dezembro

Períodos Encerrados em 31 de março

2004 2003 2002 2005 2004 Quotas que compõem o capital social 1.000.000 26.000 26.000 2.200.000 26.000Quotas pertencentes à Tractebel Energia 999.999 25.999 25.999 2.199.999 25.999Participação (%) 99,99 99,99 99,99 99,99 99,99Capital Social 1.000 26 26 2.200 26Patrimônio líquido 1.423 10 10 8.319 10Resultado do exercício 439 - (16) 5.696 -Investimento Equivalência patrimonial 1.423 10 10 8.3219 10Resultado de equivalência patrimonial 439 - (16) 5.696 -

Lages Bioenergética

Em 31 de março de 2005, o capital social da Lages Bioenergética era de R$ 30.529.984,00, representado por

30.529.984 quotas de capital.

A tabela abaixo apresenta informações relativas à participação da Tractebel Energia na Lages Bioenergética,

nos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2002, 2003 e 2004 e nos períodos encerrados

em 31 de março de 2004 e 2005:



2004 2003 2002 2005 2004 Quotas que compõem o capital social 30.529.984 30.529.984 4.254.196 30.529.984 30.529.984Quotas pertencentes à Tractebel Energia 30.529.983 30.529.983 4.254.195 30.529.983 30.529.983Participação (%) 99,99 99,99 99,99 99,99 99,99Capital Social 30.530 30.530 4.254 30.530 30.530Patrimônio líquido 37.067 30.530 4.254 33.886 30.530Resultado do exercício 6.537 - - 3.356 (1.644)Investimento Equivalência patrimonial 37.067 30.530 4.254 33.386 28.886Resultado de equivalência patrimonial 6.537 - - 3.356 (1.664)

A Lages Bioenergética recebeu autorização da ANEEL em 2002 para atuar como Produtor Independente,

mediante a implantação da Unidade de Co-geração Lages, localizada no Município de Lages, no Estado de

Santa Catarina. Para maiores informações sobre a Unidade de Co-geração Lages, vide subitem “Unidade de

Co-geração Lages” nesta seção “Atividades da Companhia”.

111

Companhia Energética Meridional – CEM

Em 31 de março de 2005, capital social da CEM era de R$ 224.221.852,33, representado por 225.170.692

ações, sendo 35,11% de ações ordinárias e 64,89% de ações preferenciais.

A CEM é detentora da concessão para geração de energia elétrica na UHE Cana Brava, localizada no Rio

Tocantins, entre os Municípios de Minaçu e Cavalcante, no Estado de Goiás. Para maiores informações sobre

a UHE Cana Brava, vide subitem “Geração Hidrelétrica – Usinas em Operação” desta seção “Atividades da

Companhia”.

A tabela abaixo apresenta informações relativas à participação da Tractebel Energia na CEM, nos exercícios

sociais encerrados em 31 de dezembro de 2002, 2003 e 2004 e nos períodos encerrados em 31 de março de

2004 e 2005:



2004 2003 2002 2005 2004 Ações do capital social 225.170.692 225.170.692 212.010.000 225.170.692 225.170.692Ações pertencentes à Tractebel Energia 225.170.688 22.170.688 212.009.996 225.170.688 225.170.688Participação (%) 99,99 99,99 99,99 99,99 99,99Capital Social 224.222 224.222 212.010 224.222 224.222Patrimônio líquido 348.563 227.000 172.928 365.559 237.537Resultado do exercício 68.785 94.638 (39.082) 16.996 10.537Investimento Equivalência patrimonial 295.785 227.000 172.928 365.559 237.537 Ágio 35.662 40.120 42.806 34.547 39.005Resultado de equivalência patrimonial 68.785 94.638 (39.082) 16.996 10.537

O ágio indicado na tabela acima tem fundamento econômico na expectativa de resultados futuros e está sendo

amortizado pelo prazo de 10 anos contados de janeiro de 2003, tendo sido amortizados R$ 4.458 em 2004 e

R$ 4.457 em 2003.

Itá Energética S.A. – Itasa

A Tractebel Energia e a Companhia Siderúrgica Nacional – CSN compartilham o controle acionário da Itá

Energética S.A. – Itasa, com participações individuais correspondentes a 48,75% do capital social da referida

sociedade, o qual era de R$ 426.299.877,00, representado por 520.219.172 ações ordinárias, em 31 de março

de 2005.

A Itasa é uma Sociedade de Propósito Específico constituída para construir e explorar a UHE Itá, por meio da

constituição de um consórcio com a Tractebel Energia. Para maiores informações sobre a UHE Itá, vide

subitem “Geração Hidrelétrica – Usinas em Operação” desta seção “Atividades da Companhia”.

A tabela abaixo apresenta informações relativas à participação da Tractebel Energia na Itasa, nos exercícios


2004 e 2005:

112



2004 2003 2002 2005 2004 Ações ordinárias do capital social 520.219.172 502.219.172 520.219.172 520.219.172 520.219.172Ações ordinárias pertencentes à Tractebel Energia

253.606.840 253.606.840 253.606.840 253.606.840 253.606.840

Participação (%) 48,75 48,75 48,75 48,75 48,75Capital Social 426.300 426.300 426.300 426.300 426.300Patrimônio líquido 520.516 510.136 495.578 535.780 519.020Resultado do exercício 13.613 15.079 (25.404) 15.264 8.884Investimento Equivalência patrimonial 255.327 248.691 241.594 261.192 253.022 Ágio 12.587 14.875 17.164 12.015 14.303Resultado de equivalência patrimonial 6.636 7.097 (12.384) 7.441 4.331

O ágio indicado na tabela acima tem fundamento econômico na expectativa de resultados futuros e está sendo

amortizado pelo prazo de 10 anos, tendo sido amortizados R$ 2.288 em 2004, R$ 2.289 em 2003 e R$ 2.288

em 2002.

Delta Participações S.A.

Sociedade constituída em outubro de 2001, a Delta Participações possuía, em 31 de março de 2005, capital

social de R$ 10.000,00, representado por 10.000 ações ordinárias. Até 31 de março de 2005, a Delta

Participações não havia exercido nenhuma atividade.

Mercado de Atuação

A Companhia é concessionária e autorizada a prestar serviços de geração e comercialização de energia

elétrica, sendo a maior geradora de energia independente do setor privado brasileiro.

A Companhia opera um Parque Gerador composto por 6 usinas hidrelétricas e 7 usinas termelétricas, das

quais 11 pertencem integralmente à Companhia, instaladas nos Estados do Rio Grande do Sul, Santa Catarina,

Paraná, Mato Grosso do Sul e Goiás, apresentando, em 31 de março de 2005, Capacidade Instalada de 6.202

MW (inclui 300 MW importados da Argentina e 42 MW comprados da Itasa), dos quais 79,3% correspondem

à geração hidráulica e 20,7%, à geração térmica. Para maiores informações sobre a geração hidráulica e a

geração térmica, vide item “Parque Gerador” desta seção “Atividades da Companhia”.

A produção total de energia elétrica da Companhia em 2004 foi de 30.720,78 GWh, superando em 13% o

volume produzido no ano anterior. Nas usinas hidrelétricas, a produção total de energia foi 11% maior que a

produção verificada em 2003. Nas usinas termelétricas, que operaram principalmente para abastecimento da

região leste de Santa Catarina, atendimento ao consumo de carvão determinado pela ANEEL e exportação de

energia para Argentina, a produção de energia em 2004 foi 23% superior àquela verificada em 2003.

Já no período encerrado em 31 de março de 2005, a produção total de energia elétrica da Companhia foi de

6.611,06 GWh, cerca de 8% inferior ao volume produzido no mesmo período do ano anterior. Tal decréscimo

foi verificado, principalmente, em virtude dos baixos níveis de água nos reservatórios das usinas hidrelétricas

113

da região sul do País. Nas usinas hidrelétricas, a produção total de energia ao final do período de 31 de março

de 2005 foi de 5.131,82 GWh, ou seja, 15% inferior que à produção verificada no mesmo período de 2003.

Nas usinas termelétricas, que operaram principalmente para abastecimento da região leste do Estado de Santa

Catarina, no atendimento ao consumo de carvão determinado pela ANEEL e para exportação de energia

elétrica para a Argentina, a produção de energia no período encerrado em 31 de março de 2005 foi 23%

superior àquela verificada no mesmo período em 2003.

A Companhia atua predominantemente nas regiões Sul, Sudeste e Centro-Oeste do Brasil. Em 2004, o

consumo total desse mercado foi de cerca de 36.718 MW médios, correspondendo a mais de 80% do consumo

total do País no mesmo período. A produção da Companhia, em 2004, representou cerca de 8% de toda

energia requerida pelo SIN em 2004 e 46% do consumo dos Estados da região Sul.

Clientes

A carteira de clientes da Companhia é composta por Distribuidoras, Comercializadoras e Consumidores

Industriais. Os gráficos abaixo representam a evolução da carteira de clientes da Companhia entre os anos de

2002, 2003 e 2004:

Contratos Iniciais

Os Contratos Iniciais constituem contratos de fornecimento de energia elétrica com tarifas e quantidades

aprovados pela ANEEL, celebrados entre as Geradoras (inclusive a Companhia) e Distribuidoras atuantes no

setor, quando da privatização do setor elétrico, nos termos da Lei do Setor Elétrico. A principal finalidade dos

Contratos Iniciais era assegurar que as Distribuidoras tivessem acesso a fornecimento estável de energia

elétrica com tarifas que garantissem uma taxa de retorno fixa às Geradoras durante o período de transição, pós

privatização do setor elétrico, objetivando o estabelecimento de um mercado de energia elétrica livre e

competitivo. Para maiores informações sobre os Contratos Iniciais, vide subitem “Contratos Iniciais” na seção

“Visão Geral do Setor Elétrico Brasileiro”.

Tendo sido caracterizados pela transitoriedade, os montantes de energia elétrica contratados por meio dos

Contratos Iniciais vêm sendo reduzidos a cada ano desde 2003, sendo que, nos termos da Lei do Setor

Elétrico, cada Contrato Inicial somente poderá permanecer em vigor até 31 de dezembro de 2005.

Distribuidoras (Contratos Iniciais)

Distribuidoras (Contratos Bilaterais)

Comercializadoras

Consumidores Industriais

2002

97%

1%2%

2003

76%

11%

3%

10%

200424%

13% 47%

16%

2005

23%

39%

22%16%

114

Em 2002, 2003 e 2004, a energia comercializada pela Companhia por meio de Contratos Iniciais foi

correspondente a 24.772 GWh, 18.561 GWh e a 12.383 GWh, respectivamente, representando cerca de 97%,

76% e 44%, respectivamente, da energia elétrica total comercializada pela Companhia nos referidos períodos.

Por meio de Contratos Iniciais, a Companhia fornece energia elétrica para as concessionárias: AES Sul

Distribuidora Gaúcha de Energia S.A., CEEE, CELESC, Enersul, Furnas e RGE. Ao final do período de 31 de

março de 2005, a energia comercializada pela Companhia por meio de Contratos Iniciais foi correspondente a

1.630,18 GWh, que representou cerca de 20% da energia elétrica total comercializada pela Companhia no

referido período.

O quadro a seguir apresenta a evolução da receita líquida da Companhia proveniente da comercialização de

energia por meio de Contratos Iniciais e a respectiva participação no total de receitas líquidas da Companhia,

nos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2002, 2003 e 2004 e nos períodos encerrados em 31

de março de 2004 e 2005:

Exercícios Sociais Encerrados em 31 de dezembro Períodos Encerrados em 31 de março 2004 2003 2002 2005 2004

R$ mil % R$ mil % R$ mil % R$ mil % R$ mil % 813.135 32,92 1.077.467 58,85 1.306.944 95,03 107.246 15,31 194.779 36,29

Distribuidoras e Comercializadoras

No ano de 2003, quando as entregas de energia contratadas pela Companhia, por meio dos Contratos Iniciais

começaram a ser reduzidas em 25% ao ano de acordo com a Lei do Setor Elétrico, iniciou-se um período no

setor elétrico brasileiro denominado “mercado livre”. Os contratos de compra e venda de energia, nesse

período, passaram a ser livremente negociados entre Geradoras e Distribuidoras, sendo referidos como

“Contratos Bilaterais”.

Mesmo com a redução de 25% dos Contratos Iniciais, o volume de energia vendido pela Companhia em 2004

foi de 28.419 GWh, representando um aumento de 17% em relação aos 24.327 GWh vendidos em 2003. A

expansão é resultante da contratação de energia livre diretamente com outros agentes do setor elétrico, como

Distribuidoras, Comercializadoras e, principalmente, Consumidores Industriais. No período encerrado em 31

de março de 2005, o volume de energia vendido pela Companhia em foi de 8.284,73 GWh, representando um

aumento de 37% em relação aos 6.029,09 GWh vendidos no mesmo período de 2003.

O volume contratado pela Companhia diretamente com as Distribuidoras evoluiu de 199 GWh em 2002 para

2.630 GWh em 2003 e depois para 6.948 GWh em 2004. Até o ano de 2003, a Companhia havia contratos de

fornecimento com Comercializadoras, sendo que em 2003, o volume contratado com esses participantes foi

de 819 GWh, passando a 4.682 GWh em 2004, o que representou cerca de 16,5% da energia elétrica total

comercializada pela Companhia no referido período. Por meio da celebração de Contratos Bilaterais, a

Companhia fornece energia para as concessionárias: CPFL Paulista, CPFL Piratininga, RGE, Light e

CELESC. O volume contratado pela Companhia diretamente com as Distribuidoras evoluiu de 1.771,07 GWh

ao final do primeiro trimestre de 2004 para 2.443,11 GWh ao final do período encerrado em 31 de março

de 2005.

115

30,7%

17,9%

11,1%

13,8%

9,2% 8,4%

3,2%1,5%

3,2%

1,0%

5%

30%

25%

35%

20%

15%

10%

Os quadros a seguir apresentam a evolução da receita líquida da Companhia proveniente da comercialização

de energia com Comercializadoras e por meio de Contratos Bilaterais com Distribuidoras nos exercícios


2004 e 2005, por categoria de clientes:

Comercializadoras


R$ mil % R$ mil % R$ mil % R$ mil % R$ mil % 447.244 18,11 166.576 9,10 - - 168.632 24,07 57.754 10,76

Distribuidoras - Contratos Bilaterais


R$ mil % R$ mil % R$ mil % R$ mil % R$ mil % 911.375 36,90 422.922 23,10 32,240 2,35 324.625 46,34 220.863 41,15

Em dezembro de 2004, a Companhia firmou CCEARs com Distribuidoras em decorrência do leilão de energia promovido pela CCEE no dia 7 de dezembro daquele ano. O volume total de energia elétrica vendido pela Companhia foi de 10 MW. Para maiores informações sobre os CCEARs, vide subitem, “O Leilão de 2004” na seção “Visão Geral do Setor Elétrico Brasileiro” e o subitem “Contratos Relevantes” nesta seção “Atividades da Companhia”.

Consumidores Industriais

A participação dos Consumidores Industriais na receita líquida da Companhia, praticamente nula em 2000, atingiu cerca de 16% em 2004, quando foram vendidos cerca de 4.406 GWh a clientes desse segmento. Em 31 de março de 2005, a Companhia atendia 84 Consumidores Industriais nos Estados de São Paulo, Goiás, Paraná, Rio de Janeiro, Rio Grande do Sul, Bahia, Maranhão, Mato Grosso do Sul, Mato Grosso, Minas Gerais, Santa Catarina e Distrito Federal.

Dentre os Consumidores Industriais atendidos pela Companhia, destacam-se indústrias que atuam nos setores de papel e celulose, fertilizantes, gases industriais, petroquímico, automobilístico e alimentício. O gráfico abaixo apresenta a distribuição dos Consumidores Industriais atendidos pela Companhia por setor econômico, em 31 de março de 2005:

Papel e Celulose

Petroquímico

Cimentos

Indústria de Gases

Fertilizantes

Automobilístico

Mineração

Alimentício

Metalúrgico-Mecânico

Outros

116

Dentre os Consumidores Industriais atendidos pela Companhia em 31 de março de 2005, destacam-se:

Votorantim, Braskem, Fosfértil, White Martins, Volkswagen, International Paper, Inpacel, Kodak e Ipiranga.

A Companhia entende que não é dependente de nenhum Consumidor Industrial específico para a manutenção

de suas atividades e receitas operacionais.

Para o resto do ano de 2005, a Companhia já tem contratados, além dos 6.193 GWh relativos aos Contratos

Iniciais, 9.663 GWh em Contratos Bilaterais com Distribuidoras, 7.099 GWh com Comercializadoras e 4.514

GWh com Consumidores Industriais, totalizando 27.469 GWh.

O quadro a seguir apresenta a evolução da receita líquida da Companhia proveniente da comercialização de

energia por meio de contratos com Consumidores Industriais nos exercícios sociais encerrados em 31 de

dezembro de 2002, 2003 e 2004 e nos períodos encerrados em 31 de março de 2004 e 2005:


R$ mil % R$ mil % R$ mil % R$ mil % R$ mil % 298.177 12,07 163.972 8,96 36.091 2,62 100.057 14,28 63.282 11,79

Política de Fidelização de Clientes

A meta objetivada pela Companhia para os próximos anos é o aumento da participação do segmento industrial

na sua carteira de contratos. Para tanto, a Companhia mantém o compromisso para com seus clientes e adota

uma política de fidelização que, dentre outras alternativas, possibilita a adequação da compra de energia ao

processo produtivo de cada consumidor, mediante a celebração de contratos flexíveis. Adicionalmente, um

dos serviços prestados no âmbito dessa política é a auditoria energética para clientes selecionados, cujo

objetivo é garantir eficiência na utilização da energia elétrica por tais consumidores.

Em 2004, a Companhia deu início a várias ações no âmbito do seu “Programa de Relacionamento com

Clientes”, com o objetivo de conhecer melhor seus clientes e suas necessidades. Ao longo do ano, foram

realizadas entrevistas com Consumidores Industriais, que serviram de base para a elaboração dos planos de

ação da Companhia, possibilitando melhoria significativa no processo de atendimento aos seus clientes.

Ainda em 2004, representantes de 18 Consumidores Industriais atendidos pela Companhia foram recebidos

em uma visita à Unidade de Co-geração Lages, que além de possibilitar a ampliação da integração entre a

Companhia e seus clientes, serviu também para divulgar o empreendimento que melhor caracteriza a

preocupação da Companhia com o desenvolvimento sustentável.

Em complementação ao Programa de Relacionamento com Clientes, a Companhia promoveu eventos

setoriais, como o workshop “Setor Elétrico – Contratação no Mercado Livre”, na cidade de São Paulo, que

teve como objetivo informar os Consumidores Industriais sobre as novas regras previstas na Lei do Novo

Modelo do Setor Elétrico.

A Companhia também participou de outros eventos envolvendo os principais agentes do mercado de energia

elétrica, tais como o II Fórum Europeu, ao qual compareceu juntamente com as demais empresas do Grupo

Suez no Brasil, e o 5º Encontro de Negócios de Energia, promovido pela Federação das Industrias do Estado

de São Paulo - FIESP.

117

Parque Gerador

Em 31 de março de 2005, a Companhia operava um Parque Gerador de 5.859 MW, composto por 6 usinas

hidrelétricas e 7 usinas termelétricas, das quais 11 pertenciam integralmente à Tractebel Energia ou a suas

Controladas e 2 eram exploradas por meio de consórcios constituídos entre a Companhia e outras empresas,

sendo a Companhia responsável pela manutenção e operação dessas usinas.

A Companhia vem mantendo nos últimos anos a sua posição de principal geradora privada do País. Em

dezembro de 2004, a Capacidade Instalada em operação da Companhia, incluindo a propriedade indireta das

UHEs Itá, Machadinho, Cana Brava e da unidade de Co-geração Lages atingiu 5.859 MW, o que representa

um acréscimo de cerca de 67% em relação à capacidade disponível na data da privatização, qual seja,

setembro de 1998. A oferta potencial de energia atinge ainda 6.202 MW, em função da compra de 300 MW

importados da Argentina e da compra de 42 MW da Itasa.

O quadro abaixo indica a evolução total da oferta potencial de energia do Parque Gerador da Companhia no

período compreendido entre 1998 (privatização) e 31 de março de 2005:

CAPACIDADE INSTALADA SETEMBRO 1998 31 DE MARÇO DE 2005Hidrelétricas 2.724 4.647 Termelétricas 995 1.213 Total 3.719 5.860 Aquisição CIEN - 300 Aquisição Itasa - 42Oferta disponível 3.719 6.202

O Parque Gerador da Companhia está entre os que possuem o melhor desempenho no setor elétrico brasileiro,

apresentando baixos índices de indisponibilidade forçada (tempo que a usina fica fora do sistema para efetuar

manutenção corretiva). Referido desempenho resulta dos investimentos da Companhia em manutenções

preventivas planejadas e repotencializações de usinas.

O quadro abaixo apresenta um resumo das informações sobre o Parque Gerador da Companhia em

31 de março de 2005:

UNIDADE DE PRODUÇÃO TIPO LOCALIZAÇÃOCAPACIDADE

NOMINAL (MW)

ENERGIA

ASSEGURADA

(MW MÉDIOS)(**)

GERAÇÃO TOTAL

EM 2004 (MWH)*

Salto Santiago Hidrelétrica Rio Iguaçu (PR) 1.420 723 6.954.097,96Salto Osório Hidrelétrica Rio Iguaçu (PR) 1.078 522 4.815.815,78Passo Fundo Hidrelétrica Rio Passo Fundo (RS) 226 119 713.769,77Itá Hidrelétrica Rio Uruguai (SC/RS) 1.090,4 (#) 720 6.112.659,92Machadinho Hidrelétrica Rio Uruguai (SC/RS) 382,5 (#) 529 4.442.518,52Cana Brava Hidrelétrica Rio Tocantins (GO) 450 273,5 2.241.830,79Total Hidrelétricas 4.646,9 2886,5 25.280.692,75Complexo Jorge Lacerda Termelétrica Capivari de Baixo (SC) 857 598 4.514.281,68Charqueadas Termelétrica Charqueadas (RS) 72 45 277.224,17Alegrete Termelétrica Alegrete (RS) 66 41 0,00William Arjona Termelétrica Campo Grande (MS) 190 177 635.209,81Lages Termelétrica Lages (SC) 28 25 13.352,27Total Termelétricas 1.213 886 5.440.067,93Total Tractebel 5.859,9 (*) 3.772 30.720.760,68

(#) Capacidade instalada nas usinas de Itá e Machadinho é de 1.450 MW e 1.140 MW, respectivamente. Os valores apresentados na tabela correspondem à parte efetivamente pertencente à Companhia. (*) A capacidade de fornecimento de energia elétrica, incluindo os contratos para compra a longo prazo (CIEN e Itasa), é de 6.202.(**) O conceito de Energia Assegurada não se aplica às usinas termelétricas. O conceito aplicado, nesses casos, é o de energia disponível, conforme indicado na tabela acima para cada uma das usinas termelétricas do Parque Gerador.

118

Geração Hidrelétrica - Usinas em Operação

Usina Hidrelétrica Passo Fundo. A UHE Passo Fundo, pertencente integralmente à Companhia, tinha, em 31

de março de 2005, Capacidade Instalada de 226 MW e Energia Assegurada de 119 MW médios, possuindo 2

Unidades Geradoras de 113 MW cada. A UHE Passo Fundo está situada ao norte do Rio Grande do Sul, no

município Entre Rios do Sul. O início da operação dessa usina ocorreu no ano de 1973, sendo que a primeira

unidade geradora foi disponibilizada por despacho do ONS em março de 1973 e a segunda, em junho de

1973.

A UHE Passo Fundo possui um arranjo construtivo singular, represando as águas do Rio Passo Fundo que

corre em um planalto, desviando-as por meio de um túnel escavado na rocha com 5,7 km de comprimento, até

lançá-las no fundo de um vale formado pelo Rio Erechim, após passar pelas suas duas turbinas. Essa usina é

de fundamental importância no abastecimento energético da região oeste de Santa Catarina e norte do Rio

Grande do Sul.

Usina Hidrelétrica Itá. A UHE Itá, pertencente ao Consórcio Itá, tinha, em 31 de março de 2005, Capacidade

Instalada de 1.450 MW e Energia Assegurada de 720 MW médios, possuindo 5 Unidades Geradoras de 290

MW cada. A UHE Itá está situada no Rio Uruguai, na divisa dos municípios de Itá (no estado de Santa

Catarina) e Aratiba (no estado do Rio Grande do Sul), aproveitando um desnível de 105 metros entre a foz do

Rio Apuaê e a foz do Rio Uvá. O início de operação da UHE Itá ocorreu no ano 2000, sendo que a primeira

das 5 Unidades Geradoras foi disponibilizada por despacho do ONS em julho de 2000 e a quinta, em março

de 2001.

A UHE Itá é o primeiro empreendimento hidrelétrico no trecho brasileiro do Rio Uruguai e trata-se de um

investimento na ordem de US$ 1,1 bilhões. Foi construída por meio de um consórcio entre a Tractebel

Energia (39,5%) e sua controlada Itasa (60,5%), sendo que a operação e a manutenção da UHE Itá são

realizadas pela Tractebel Energia.

Usina Hidrelétrica Machadinho. A UHE Machadinho tinha, em 31 de março de 2005, Capacidade Instalada

de 1.140 MW e Energia Assegurada de 529 MW médios, possuindo 3 Unidades Geradoras de 380 MW cada.

A UHE Machadinho está situada no Rio Pelotas, na divisa dos Estados do Rio Grande do Sul e de Santa

Catarina, entre os municípios de Maximiliano de Almeida e Piratuba. O início das operações da UHE

Machadinho ocorreu em 2002, sendo que a primeira das 3 Unidades Geradoras foi disponibilizada por

despacho do ONS em fevereiro de 2002 e a terceira, em abril de 2002.

A UHE Machadinho foi construída por meio de consórcio entre grandes empresas do setor energético

brasileiro (Tractebel Energia, CELESC, CEEE, Alcoa Alumínio S.A., Camargo Corrêa Cimentos S.A.,

Companhia Brasileira de Alumínio, Cimento Rio Branco S.A., Valesul Alumínio S.A. e Departamento

Municipal de Eletricidade de Poços de Caldas) e tem a sua operação e manutenção sob a responsabilidade da

119

Tractebel Energia, detentora de 16,94% do empreendimento. O quadro abaixo apresenta as participações de

cada uma das consorciadas no Consórcio Machadinho em 31 de março de 2005:

Consorciada Participação (%) Tractebel Energia 16,9400Alcoa Alumínio S.A. 22,6133Camargo Corrêa Cimentos S.A. 4,6347Companhia Brasileira de Alumínio 24,1770Cimento Rio Branco S.A. 4,9346Valesul Alumínio S.A. 7,2845Departamento Municipal de Eletricidade 2,4004CELESC 12,1577CEEE 4,8578

Usina Hidrelétrica Salto Osório. A UHE Salto Osório pertence integralmente à Companhia e tinha, em 31 de

março de 2005, Capacidade Instalada de 1.078 MW e Energia Assegurada de 522 MW médios, possuindo 6

Unidades Geradoras de 180 MW cada e 2 Unidades Geradoras com 175 MW cada. A UHE Salto Osório está

situada no curso principal do Rio Iguaçu, no Estado do Paraná, no município de Quedas do Iguaçu. O início

das atividades da UHE Salto Osório ocorreu em 1975, sendo que a primeira das 6 Unidades Geradoras foi

disponibilizada por despacho do ONS em outubro de 1975 e a sexta, em junho de 1981.

Usina Hidrelétrica Salto Santiago. A UHE Salto Santiago, a qual pertence integralmente à Companhia, tinha,

em 31 de março de 2005, Capacidade Instalada de 1.420 MW e Energia Assegurada de 723 MW médios,

possuindo 4 Unidades Geradoras de 355 MW cada. A UHE Salto Santiago está situada no curso principal do

Rio Iguaçu, no Estado do Paraná, no município de Saudade do Iguaçu. O início das atividades da UHE Salto

Santiago ocorreu em 1980, sendo que a primeira das 4 Unidades Geradoras foi disponibilizada por despacho

do ONS em dezembro de 1980 e a quarta, em setembro de 1982. A UHE Salto Santiago conta com a

possibilidade de instalação de 2 novas Unidades Geradoras.

Usina Hidrelétrica Cana Brava. A UHE Cana Brava tinha, em 31 de março de 2005, Capacidade Instalada de

450 MW e Energia Assegurada de 273,5 MW médios, possuindo 3 Unidades Geradoras de 150 MW cada. A

UHE Cana Brava está localizada no Rio Tocantins, Estado de Goiás, entre os municípios de Minaçu,

Cavalcante e Colinas do Sul. A operação da usina teve início em 2002, sendo que a primeira das 3 Unidades

Geradoras foi disponibilizada por despacho do ONS em maio de 2002 e a terceira, em agosto de 2002.

A UHE Cana Brava tem sua concessão sob a responsabilidade da CEM, controlada integralmente pela

Tractebel Energia.

Geração Termelétrica - Usinas em Operação

As centrais termelétricas caracterizam-se por produzir energia elétrica a partir da energia térmica liberada por

reações químicas ou nucleares. Os combustíveis mais utilizados para movimentar, direta ou indiretamente, os

geradores das usinas termelétricas são os derivados de petróleo (óleo diesel e combustível e resíduos

asfálticos), o carvão mineral, o gás natural e os combustíveis nucleares. Em processos de co-geração

(tecnologia que visa maior eficiência da geração termelétrica) é comum a utilização de combustíveis

ecologicamente corretos denominados Biomassa, como bagaço de cana-de-açúcar, casca de arroz, resíduos de

madeira e outros.

120

Complexo Termelétrico Jorge Lacerda. O Complexo Termelétrico Jorge Lacerda possui o maior potencial

termelétrico a carvão da América Latina. Localiza-se no município de Capivari de Baixo, Santa Catarina, e

possuía, em 31 de março de 2005, Capacidade Instalada de 857 MW. O Complexo Termelétrico Jorge

Lacerda é constituído por 3 usinas termelétricas (UTE Jorge Lacerda A, UTE Jorge Lacerda B e UTE Jorge

Lacerda C) e sete Unidades Geradoras, tendo sido construído com o objetivo básico de aproveitar o carvão

mineral catarinense.

As operações do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda tiveram início em 1965, sendo que a primeira das 7

Unidades Geradoras foi disponibilizada por despacho do ONS em março de 1965 e a sétima, em novembro de

1996. A produção das UTEs Jorge Lacerda A, B e C é destinada, principalmente, ao abastecimento energético

do litoral sul e leste do Estado de Santa Catarina.

Usina Termelétrica William Arjona. A UTE William Arjona, integralmente pertencente à Companhia,

localiza-se no município de Campo Grande, Estado do Mato Grosso do Sul, e possuía, em 31 de março de

2005, Capacidade Instalada de 190 MW. A UTE Willian Arjona é constituída por 5 conjuntos turbogeradores

que utilizam gás natural como combustível, podendo também utilizar óleo diesel. A UTE William Arjona é a

primeira usina do Brasil a utilizar o gás do Gasoduto Brasil-Bolívia como combustível na geração de energia

elétrica.

As operações da UTE William Arjona tiveram início em 1999, sendo que a primeira das 5 Unidades

Geradoras foi disponibilizada por despacho do ONS em março de 1999 e a quinta, em julho de 2002. A

produção das UTE William Arjona permite garantir o atendimento ao crescimento da demanda de energia nos

horários de pico, evitando cortes no fornecimento aos consumidores no Estado do Mato Grosso do Sul.

Usina Termelétrica Alegrete. A UTE Alegrete fica situada à margem direita do rio Ibirapuitã, junto à cidade

de Alegrete, no Rio Grande do Sul. A UTE Alegrete é movida a óleo combustível, sendo constituída por 2

Unidades Geradoras com Capacidade Instalada, em 31 de março de 2005, de 66 MW.

O início das operações da UTE Alegrete ocorreu em 1968, sendo que ambas as Unidades Geradoras foram

disponibilizadas por despacho do ONS em setembro de 1968. A produção das UTE Alegrete visa garantir o

abastecimento energético da região oeste do Estado do Rio Grande do Sul.

Usina Termelétrica Charqueadas. A UTE Charqueadas está localizada no município de Charqueadas, Rio

Grande do Sul, próximo a Porto Alegre, um importante centro consumidor de energia elétrica. A UTE

Charqueadas é movida a carvão mineral, sendo constituída por 4 Unidades Geradoras com a Capacidade

Instalada total de 72 MW.

As operações da UTE Charqueadas tiveram início em 1962, sendo que a primeira das 4 Unidades Geradoras

foi disponibilizada por despacho do ONS em janeiro de 1962 e a quarta, em março de 1969. A produção das

UTE Charqueadas visa garantir o abastecimento energético da região da grande Porto Alegre, no Estado do

Rio Grande do Sul.

121

Unidade de Co-geração Lages

A co-geração corresponde a uma tecnologia desenvolvida com a finalidade de se obter maior eficiência

energética na produção das usinas termelétricas. Essa eficiência é buscada em virtude do fato de que a maior

parte da energia contida no combustível usado nos geradores é transformada em calor e perdida para o meio-

ambiente, sendo que apenas 40% da energia do combustível é transformada em energia elétrica.

Na co-geração, o calor produzido na geração de energia elétrica é utilizado, sob forma de vapor, em indústrias

e prédios comerciais que necessitam de calor (vapor ou água quente) em seu processo produtivo. Dessa

forma, o consumidor economiza o combustível que necessitaria para produzir o calor do processo. A

eficiência energética na co-geração é bem mais elevada, uma vez que torna útil até 85% da energia do

combustível.

Além disso, em processos de co-geração é comum a utilização de combustíveis ecologicamente corretos

denominados Biomassa, como bagaço de cana-de-açúcar, casca de arroz, resíduos de madeira e outros.

Unidade de Co-geração Lages. Construída pela controlada da Tractebel Energia, Lages Bioenergética, a

Unidade de Co-geração Lages é usina de co-geração movida à Biomassa, ou seja, produz energia elétrica a

partir dos resíduos de madeira oriundos das indústrias madeireiras da região de Lages, em Santa Catarina,

minimizando os riscos de contaminação ambiental e incêndios. A Unidade de Co-geração Lages apresentava,

em 31 de março de 2005, Capacidade Instalada de 28 MW e capacidade de fornecimento de 25 t/h de vapor.

A Unidade de Co-geração Lages foi construída com investimentos de R$ 80 milhões, dos quais R$ 31

milhões correspondem a recursos próprios da Lages Bioenergética e R$ 49 milhões foram financiados pelo

BRDE, no papel de agente financeiro do BNDES. Por utilizar os resíduos de madeireiras (energia renovável)

da região como combustível, o sistema de operação da Unidade de Co-geração Lages foi aprovado pelo

Banco Mundial como um projeto de Mecanismo de Desenvolvimento Limpo - MDL, desenvolvido no âmbito

do Protocolo de Kyoto. Assim, por meio do sistema de operação da Unidade de Co-geração Lages serão

gerados créditos de carbono para venda futura pela Companhia, sendo que parte destes créditos futuros serão

negociados com o Banco Mundial, nos termos da Carta de Intenções celebrada com o Prototype Carbon

Fund, do referido organismo multi-governamental.

O vapor produzido pela Unidade de Co-geração Lages é fornecido para indústrias madeireiras instaladas nas

redondezas. No que se refere à energia elétrica produzida, parte é vendida para a CELESC e a parte restante é

negociada com Consumidores Industriais.

Desde abril de 2004 a Companhia presta serviços de co-geração por meio da Unidade de Co-geração Lages,

possuindo contratos de longo prazo de venda de vapor com a Batistella Indústria e Comércio de Madeiras

S.A. e com a Sofia Industrial e Exportadora Ltda.

122

Concessões e Autorizações

Em 31 de março de 2005, a Companhia possuía as seguintes concessões e autorizações uso de bem público

para geração de energia elétrica:

Detentora da Concessão ou Autorização

CapacidadeInstalada (MW)

Data do Ato Vencimento

Concessões UHE Salto Santiago Tractebel Energia 1.420 28.09.1998 28.09.2028 UHE Salto Osório Tractebel Energia 1.078 28.09.1998 28.09.2028 UHE Passo Fundo Tractebel Energia 226 28.09.1998 28.09.2028 UHE Itá Tractebel Energia/Itasa 1.450 28.12.1995 16.10.2030 UHE Machadinho Tractebel Energia 1.140 15.07.1997 15.07.2032 UHE Cana Brava CEM 450 27.08.1998 27.08.2033 Autorizações Complexo Termelétrico Jorge Lacerda Tractebel Energia 857 25.09.1998 28.09.2028 UTE Charqueadas Tractebel Energia 72 25.09.1998 28.09.2028 UTE Alegrete Tractebel Energia 66 25.09.1998 28.09.2028 UTE William Arjona Tractebel Energia 190 02.06.2000 28.04.2029 UTE Jacuí Tractebel Energia 350 07.02.2002 07.02.2032 Unidade de Co-geração Lages Lages Bioenergética 28 30.10.2002 30.10.2032

Contrato de Concessão da UHE Passo Fundo, UHE Salto Osório e UHE Salto Santiago

Em 28 de setembro de 1998, a Gerasul (antiga denominação da Tractebel Energia) celebrou com a União, por

meio da ANEEL, o Contrato de Concessão n.º 192/98, com a finalidade de regular as concessões de uso de

bem público para produção e comercialização de energia elétrica, na condição de produtor independente, por

meio da UHE Passo Fundo (RS), UHE Salto Osório (PR) e UHE Salto Santiago (PR). O contrato prevê a

concessão pelo prazo de 30 anos, prorrogáveis a critério da ANEEL mediante requerimento da Tractebel

Energia.

Os valores devidos pela Companhia à União pela outorga das concessões de uso de bem público para

produção e comercialização de energia elétrica por meio das UHEs Passo Fundo, Salto Osório e Salto

Santiago foram integralmente pagos em 15 de outubro de 2003. Para maiores informações sobre as UHEs

Passo Fundo, Salto Osório e Salto Santiago, vide item “Geração Hidrelétrica - Usinas em Operação” nesta

seção “Atividades da Companhia”.

Contrato de Concessão UHE Itá

Em 28 de dezembro de 1995, a União, por meio do DNAEE (sucedido pela ANEEL), e as sociedades

integrantes do Consórcio Itá, quais sejam, a Tractebel Energia e a Itasa, celebraram o Contrato de Concessão

n.º 003/95 para Geração de Energia Elétrica, aditado em 31 de julho de 2000 por meio do Primeiro Aditivo ao

Contrato de Concessão n.º 003/95 para Geração de Energia Elétrica (“Contrato de Concessão n.º 003/95”),

por meio do qual foi regulado o aproveitamento, pelas sociedades consorciadas, do potencial hidráulico da

UHE Itá para produção de energia elétrica, a ser comercializada e utilizada pelas sociedades consorciadas de

123

acordo com o regime de produção independente, na proporção prevista no contrato de constituição do

Consórcio Itá.

O Contrato de Concessão n.º 003/95 tem vigência até 16 de outubro de 2030, podendo ser prorrogado

mediante solicitação dos membros do Consórcio Itá em até 36 meses antes do término da vigência.

Em 31 de março de 2005, o saldo devido pela Tractebel Energia à União pela outorga da concessão de uso de

bem público para produção e comercialização de energia elétrica por meio da UHE Itá era de R$ 1.010 mil, a

serem pagos em 4 parcelas anuais de R$ 253 mil. Para maiores informações sobre o Consórcio Itá, vide

subitem “Geração Hidrelétrica - Usinas em Operação - Usina Hidrelétrica Itá” nesta seção “Atividades da

Companhia”.

Contrato de Concessão UHE Machadinho

Em 15 de julho de 1997, a União, por meio da ANEEL, celebrou com as sociedades integrantes do Consórcio

Machadinho, o Contrato de Concessão n.º 009/97, tendo por objeto o uso compartilhado da concessão e as

condições para o aproveitamento do potencial hidráulico da UHE Machadinho para fins de produção de

energia elétrica. O prazo da concessão é de 35 anos, prorrogáveis mediante requerimento das sociedades

consorciadas e aprovação pela ANEEL.

A energia elétrica gerada na UHE Machadinho é compartilhada entre as sociedades consorciadas, cabendo à

Tractebel Energia a quota de 16,94%, equivalente a aproximadamente 80,12 MW médios. Apesar disso, as

sociedades consorciadas podem, mediante prévia e expressa autorização do Poder Concedente, realizar

cessões entre si das respectivas participações na potência e energia gerada.

Nos termos do Contrato de Concessão n.º 009/97, a Tractebel Energia tem prioridade na aquisição do

excedente de Energia Assegurada ofertada pelas demais sociedades consorciadas e pode comercializar, a seu

livre critério, sua participação nas disponibilidades de energia e potência definidas pela ANEEL.

A tabela abaixo indica os valores devidos pela Tractebel Energia à União pela outorga da concessão de uso de

bem público para produção e comercialização de energia elétrica por meio da UHE Machadinho, em 31 de

março de 2005:

R$ mil Ano Valor Mensal Valor Anual

2005 181.229 1.631.0642006 181.229 2.174.7532007 181.229 2.174.7532008 181.229 362.458Total 6.343.028

Para maiores informações sobre o Consórcio Machadinho, vide item “Geração Hidrelétrica - Usinas em

Operação - Usina Hidrelétrica Machadinho” nesta seção “Atividades da Companhia”.

124

Contrato de Concessão UHE Cana Brava

Em 7 de agosto de 1998, a CEM, sociedade controlada pela Tractebel Energia, firmou com a União, por meio

da ANEEL, o Contrato de Concessão n.º 185/98, tendo por objetivo regular o aproveitamento para fins de

produção de energia elétrica, pela CEM, do potencial hidráulico da UHE Cana Brava e do sistema de

transmissão associado. O prazo da concessão é de 35 anos, prorrogáveis mediante requerimento da CEM e

aprovação da ANEEL.

A tabela abaixo indica os valores devidos pela CEM à União pela outorga da concessão de uso de bem

público para produção e comercialização de energia elétrica por meio da UHE Cana Brava, os quais são pagos

em parcelas mensais equivalentes a 1/12 dos respectivos valores de pagamento anual, com atualização

baseada na variação anula do IGP-M. O saldo desta obrigação, em 31 de março de 2005, correspondia a R$

167.715, sendo que R$ 1.619 foram registrados no passivo circulante e R$ 166.096 no exigível a longo prazo

da Companhia. Em 31 de março de 2005, o total devido a longo prazo tinha seus vencimentos assim

programados:

Ano Valor Anual (R$ mil) 2006 1.1462007 1.5282008 1.5282009 1.5282010 1.5282011 a 2023 158.838 166.096

Para maiores informações sobre a UHE Cana Brava, vide item “Geração Hidrelétrica - Usinas em Operação

- Usina Hidrelétrica Cana Brava” nesta seção “Atividades da Companhia”.

Produtos e Serviços

Além de vender energia elétrica a Distribuidoras, Comercializadoras e Consumidores Industriais, a

Companhia presta serviços de monitoramento da qualidade da energia produzida, operação e manutenção de

equipamentos de produção de energia, co-geração, geração de vapor, mudança da classe de tensão de

equipamentos de conexão à rede e comercialização de sobras de energia.

Energia sob Medida

A Companhia procura atender às especificidades e necessidades de cada uma de seus clientes, principalmente

no que se refere à flexibilidade de consumo, preço firme ou escalonado e energia interruptível por curto,

médio ou longo prazo. Dessa forma, por meio da celebração de contratos flexíveis, especialmente moldados

às suas necessidades, os clientes da Companhia podem definir os períodos do dia ou do ano para os quais quer

contratar o fornecimento de energia, se vai pagar preço único ou variável pelos diferentes períodos

contratados e, ainda, por quantos meses ou anos vai contratar.

125

Energia de Back-up

A Companhia disponibiliza a energia necessária para atender a clientes que possuam autoprodução ou co-

geração e precisam realizar a manutenção no respectivo equipamento de geração, atendendo sua demanda

enquanto durar o período de manutenção.

Adicionalmente, a Companhia presta serviços de agenciamento de vendas para proprietários de PCHs ou

PCTs que desejem vender sua energia no Mercado Livre, adicionando valor à venda por meio da garantia de

fornecimento em períodos de manutenção de plantas e/ou redução na disponibilidade de água.

Qualidade da Energia

Além de prestar serviços de assessoria, orientando seus clientes nos contratos de conexão e de uso dos

sistemas de transmissão e/ou distribuição de energia, a Companhia oferece serviços adicionais para

monitoramento e análise da qualidade da energia fornecida por meio do Programa de Qualidade da Energia

Elétrica.

Os especialistas do Programa de Qualidade da Energia Elétrica podem ser acionados pelos clientes da

Companhia sempre que tiverem problemas com a energia elétrica fornecida e não conseguirem identificar

suas causas ou características.

Independentemente de eventuais problemas que possam ocorrer, a Companhia elabora Relatórios Periódicos

da Qualidade da Energia, que podem ser consultados pelos clientes na página da Companhia na Internet

(www.tractebelenergia.com.br).

O Programa de Qualidade da Energia ainda permite que a Companhia represente seus clientes em questões

comerciais e jurídicas necessárias à obtenção de alta qualidade no recebimento da energia contratada.

Medição e Gerenciamento de Carga

Utilizando recursos de tecnologia de ponta, a Companhia permite aos seus clientes acessar dados diretamente

dos medidores de energia instalados na sua planta industrial ou, ainda, obter relatórios e gráficos em tempo

real, acessando a página da Companhia na Internet.

Com esses recursos, o cliente acompanha o comportamento da sua carga em tempo real, gerenciando a

eficiência da sua demanda e a realização do seu contrato de energia elétrica.

126

Co-geração

A co-geração é um processo de geração simultânea de energia elétrica e térmica, na forma de vapor ou frio,

através de uma única queima de combustível, que permite à indústria otimizar a utilização de combustível e

energia em seu processo produtivo. O processo caracteriza-se pela alta eficiência e, conseqüentemente,

redução no consumo de combustível e na emissão de poluentes.

A Companhia se propõe a estudar oportunidades de co-geração e, caso suas atratividades sejam comprovadas,

a realizar os investimentos necessários e a operar as instalações, atendendo às necessidades locais de energia

elétrica e térmica, podendo, eventualmente, comercializar os excedentes no mercado. Para maiores

informações sobre a atividade de co-geração desenvolvida pela Companhia, vide subitem “Unidade de Co-

geração Lages” nesta seção “Atividades da Companhia”.

Fornecedores

A tabela abaixo apresenta os gastos da Tractebel Energia com fornecedores nos exercícios sociais encerrados

em 31 de dezembro de 2002, 2003 e 2004, e nos períodos encerrados em 31 de março de 2004 e 2005:

(R$ mil) 31 de dezembro 31 de março 2004 2003 2002 2005 2004

Materiais e serviços 65.704 54.757 115.359 50.678 77.197Energia Elétrica 37.455 31.843 44.349 39.165 35.914Combustíveis fósseis (carvão e gás natural) 36.440 21.638 62.610 38.991 24.401Total 139.589 108.238 184,491 128.834 137.512

Para maiores informações sobres os contratos celebrados entre a Companhia e seus fornecedores, vide

subitem “Contratos Relevantes – Contratos com Fornecedores” desta seção “Atividades da Companhia”.

Política de Compra de Bens, Materiais e Serviços

A Tractebel Energia adota procedimentos padronizados para aquisição de matérias-primas e para contratação

de serviços de terceiros, visando orientar, de maneira consistente, as relações da Companhia com seus

principais fornecedores.

De maneira geral, toda aquisição de bens, materiais e serviços necessários ao desempenho regular das

atividades da Companhia deve ser precedida de consulta de preços junto a fornecedores, que permitirá à

Companhia selecionar as melhores propostas, considerando-se a qualidade do produto ou serviço a ser

adquirido, preço e prazo de pagamento. Após a análise e seleção das propostas apresentadas pelos

fornecedores, a formalização da aquisição do produto e/ou serviço deverá ser realizada mediante a utilização

de documentos-padrão adotados pela Companhia, quais sejam, ordem de compra e/ou documento contratual,

que autorizarão o envio, pelo fornecedor, da fatura respectiva à Tractebel Energia.

127

A ordem de compra é documento padrão que formaliza a aquisição de produtos e/ou contratação de serviços

pela Companhia (“Ordens de Compra”), enquanto que o documento contratual tem por finalidade estabelecer

as responsabilidades entre as partes envolvidas (“Documento Contratual”). A adoção das Ordens de Compra e

dos Documentos Contratuais visa estabelecer elementos essenciais comuns e uniformizar as aquisições e

contratações realizadas pela Companhia, reduzindo a possibilidade de conflitos no relacionamento da

Companhia com seus fornecedores.

A determinação da competência para aprovação das aquisições de bens, materiais e serviços necessários ao

desempenho regular das atividades da Companhia depende do valor de referidas aquisições, cujas regras estão

estabelecidas em normas administrativas da Tractebel Energia.

Excetuam-se às regras de padronização previstas nas normas administrativas da Tractebel Energia, dentre

outras, a aquisição de combustíveis para produção de energia elétrica e a contratação de terceiros para

construção de usinas hidrelétricas e termelétricas, cujas negociações ocorrem caso a caso.

Energia Elétrica

A energia elétrica comercializada pela Companhia por meio da controlada Tractebel Energia

Comercializadora é adquirida, principalmente, das controladas Itasa e CEM, e, em menor quantidade da

CIEN, com participações, em 31 de março de 2005, de aproximadamente 15,78%, 15,75% e 8,06%,

respectivamente, no total de compras da Companhia.

Combustíveis Fósseis

Em 31 de março de 2005, os combustíveis utilizados pela Companhia para a produção de energia elétrica

eram: (i) carvão mineral e gás natural (combustíveis utilizados na geração de energia elétrica nas usinas

termelétricas) e (ii) energia elétrica (na hipótese de aquisição pela Tractebel Energia Comercializadora, para

venda a Distribuidoras e/ou Consumidores Industriais).

O principal fornecedor do carvão mineral utilizado na geração de energia elétrica nas usinas do Complexo

Termelétrico Jorge Lacerda e na UTE Charqueadas é o Consórcio Catarinense do Carvão Energético, cuja

participação no total de compras da Companhia, em 31 de março de 2005, correspondia a 17,93%.

Além do carvão mineral, as usinas do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda e a UTE Charqueadas utilizam

óleo combustível e óleo diesel como combustível para movimentar, direta ou indiretamente, os respectivos

geradores, sendo que os principais fornecedores de óleo combustível e óleo diesel da Companhia são a

Petrobrás Distribuidoras S.A. (“Petrobrás Distribuidora”) e a Agricopel Comércio de Derivados de Petróleo

Ltda. (“Agricopel”). Em 31 de março de 2005, as despesas incorridas pela Companhia na aquisição de óleo

combustível e óleo diesel utilizados nas usinas do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda e na UTE

Charqueadas representavam cerca de 0,96% do total de compras da Companhia.

128

O gás natural utilizado como combustível na UTE William Arjona, tem como principal fornecedor a MSGás,

sendo que as aquisições de gás natural pela Companhia correspondiam, em 31 de março de 2005, a cerca de

5,89% do seu total de compras.

Construção de Usinas Hidrelétricas e Termelétricas

A Companhia adota como prática a celebração de contratos com terceiros para prestação de serviços de

engenharia, aquisição de equipamentos e construção de usinas hidrelétricas e termelétricas e linhas de

transmissão (“Contratos EPCs”). Tais contratos são celebrados em regime de empreitada integral por preço

global e, de maneira geral, abrangem: (i) desenvolvimento do projeto executivo, em conformidade os

requisitos e a legislação ambiental, (ii) fornecimento dos equipamentos para a operação da usina ou linha de

transmissão, (iii) conclusão das obras civis principais e secundárias, (iv) conclusão da construção e montagem

de equipamentos, (v) transporte de todos os materiais e equipamentos, (vi) garantia de qualidade, (vii)

comissionamento, incluindo o teste de confiabilidade contínua de 30 dias, (viii) a colocação em operação

comercial, (ix) fornecimento de manuais de operação e manutenção, (x) o fornecimento da lista de peças de

reposição, (xi) prestação de serviços para treinamento de pessoal e para correção de eventuais defeitos, dentre

outros.

Os prazos para conclusão da obra, preço a ser pago pela Companhia, forma de pagamento, garantias,

penalidades por atrasos na conclusão das obras e outros, são negociados entre a Companhia e a empresa

contratada à época da celebração de cada Contrato EPC, sendo que a Companhia não adota, para esses

contratos, estrutura de formalização padronizada.

Dentre as empresas contratadas pela Companhia para prestação dos serviços ora descritos destacam-se a

Alstom Brasil Ltda., a Siemens Ltda., Koblitz Ltda., Construtora Norberto Odebrecht S.A., Construtora

Andrade Gutierrez S.A., dentre outras.

Em 31 de março de 2005, a Companhia não possuía quaisquer obras sendo realizadas sob Contratos EPCs,

uma vez que as últimas construções de usinas do Parque Gerador da Companhia foram concluídas nos anos de

2002 (5ª Unidade Geradora da UTE William Arjona) e 2003 (Unidade de Co-geração Lages).

Sazonalidade

Eventual sazonalidade no mercado de atuação da Companhia não impacta os seus resultados de maneira

relevante, em virtude da diversidade do seu Parque Gerador, composto por usinas hidrelétricas e termelétricas,

e, principalmente do funcionamento do Mecanismo de Realocação de Energia - MRE. Para maiores

informações sobre o funcionamento do MRE, vide item “Mecanismo de Realocação de Energia – MRE” da

seção “Visão Geral do Setor Elétrico Brasileiro”.

129

Concorrência

O setor elétrico brasileiro é caracterizado pela atuação das companhias estatais, principalmente no que se

refere à geração de energia elétrica, segmento de atuação da Companhia. Em 31 de março de 2005, a

Capacidade Instalada do País era de 77.321 MW, dos quais 34% correspondem à participação da Eletrobrás e

20%, à participação da iniciativa privada (na qual a Companhia está inserida).

Em 31 de março de 2005, a Companhia possuía Capacidade Instalada de 6.202 MW, o que correspondeu a

uma participação de 8% no mercado brasileiro de energia elétrica em 31 de março de 2005. Além da

Eletrobrás, os principais concorrentes da Companhia são: COPEL, CESP, CEMIG, AES Tiete e Duke

Paranapanema. O Sistema Interligado Nacional conta, ainda, com a energia proveniente da usina de Itaipu,

que representa 8% da Capacidade Instalada do País.

O gráfico abaixo apresenta as participações, em 31 de março de 2005, das principais Geradoras do setor

elétrico brasileiro na Capacidade Instalada do País:

Geração de Energia

Itaipu8%Cesp

10%Cemig

8%

Outros21%

Copel6%

Tractebel8%

Duke3%

AES Tietê3%

Eletrobrás33%

Marketing

A Companhia tem, como política de marketing, a manutenção de contato individualizado com seus clientes e

potenciais clientes, aliando, dessa forma, as vantagens e qualidades de uma companhia de grande porte com o

atendimento focado em cada cliente e suas necessidades específicas.

As iniciativas da Companhia no desenvolvimento de sua área de marketing tiveram início em 2002, com

criação da Unidade Organizacional MCI- Marketing Comercial e Industrial, cujo objetivo é (i) assessorar a

diretoria de comercialização e negócios na definição de políticas e estratégias para a conquista e manutenção

de clientes, (ii) desenvolver estratégias e pesquisas visando identificar segmentos atrativos para o

desenvolvimento de soluções para Consumidores Industriais e características desejadas de produtos, (iii)

efetuar análises das condições e identificação das tendências do mercado, visando fornecer subsídios para as

atividades de comercialização e (iv) desenvolver atividades de marketing associadas aos projetos

desenvolvidos pela Companhia.

130

No ano de 2003, visando aprimorar a captação de Consumidores Industriais, a Companhia desenvolveu um

programa direcionado a esse mercado. No mesmo ano, a Emissora desenvolveu um programa de treinamento

em marketing e vendas para as áreas de comercialização e desenvolvimento de negócios e realizou

“Encontros Tractebel Energia”, com o objetivo de levar informações sobre o mercado de energia elétrica e as

mudanças na regulação desse setor aos Consumidores Industriais.

Política de Crédito, Inadimplência e Cobrança

A Companhia adota um conjunto de ações e políticas que visam prevenir a inadimplência de seus clientes. Em

31 de março de 2005, a Companhia não possuía, em todo o seu histórico, qualquer registro de inadimplência

por qualquer de seus clientes.

Política de Crédito

Para minimizar o risco de inadimplência dos seus clientes, a Companhia adota uma política de crédito baseada

em estudos, metodologias e procedimentos para a análise do crédito e da saúde financeira dos seus potenciais

clientes, principalmente dos Consumidores Industriais.

O processo de análise de crédito tem início com o estudo, pelo comitê de crédito da Companhia, de

documentos e informações referentes à composição acionária de tais clientes, número de empregados,

referências comerciais, principais clientes e fornecedores, entre outros itens. Após o processo de análise dos

dados, o comitê de crédito da Companhia classifica a capacidade de crédito dos potenciais clientes com base

em um ranking que leva em consideração diversos índices financeiros e não financeiros.

Com base nessa classificação, o comitê de crédito determina a aprovação ou não da proposta apresentada pelo

cliente e, em caso positivo, o limite de crédito a ser concedido para tal cliente e a garantia a ser solicitada para

minimizar eventuais riscos de inadimplência, se for o caso.

Para determinação do limite de crédito e eventuais garantias a que estarão sujeitos os potenciais

Consumidores Industriais, o primeiro critério considerado pelo comitê de crédito da Companhia refere-se à

confiabilidade dos dados apresentados nos balanços de tais clientes. Assim, no caso de empresas cujas contas

não são objeto de análise por auditores independentes, a concessão do crédito dependerá, obrigatoriamente, da

apresentação de garantias, tais como Carta de Fiança ou Corporate Guarantee.

Os potenciais Consumidores Industriais cujos balanços são objeto de auditoria independente, por outro lado,

estão sujeitos a um limite máximo de fornecimento de energia correspondente a 7% do respectivo patrimônio

líquido. No caso de fornecimento para Consumidores Industriais do mesmo grupo, para fins de determinação

do limite máximo de energia a ser fornecida é considerado o patrimônio liquido do grupo todo.

131

Com relação ao fornecimento de energia para Distribuidoras, a Companhia não adota o limite referido acima,

uma vez que a atividade fim das Distribuidoras as obriga a comprar energia em grandes quantidades. Nestes

casos, a classificação da Distribuidora no ranking estabelecido pelo comitê de crédito não determina o limite

máximo de energia a ser fornecida, mas a garantia a ser exigida.

Política de Faturamento e Cobrança

Em virtude da ausência de histórico de inadimplência dos clientes da Companhia, a Companhia adota

procedimento bastante simplificado com relação ao procedimento de cobrança dos seus clientes, o qual

consiste, basicamente, na (i) emissão de nota fiscal e/ou fatura dentro dos prazos estabelecidos

contratualmente; e (ii) instrução dos clientes para realização do depósito das prestações devidas em conta

corrente de titularidade da Companhia.

No caso dos Consumidores Industriais, o vencimento das respectivas faturas de fornecimento de energia

ocorre sempre no dia 15 do mês subseqüente ao mês do fornecimento.

As faturas de suprimento às Distribuidoras são desdobradas em três parcelas iguais, com vencimento nos dias

15 e 25 do mês seguinte ao mês do fornecimento, e no dia 5 do segundo mês subseqüente.

Provisão para Devedores Duvidosos

Em 31 de março de 2005, a Tractebel Energia possuía créditos vencidos no valor de R$ 12 milhões,

provenientes da liquidação de operações de compra e venda de energia elétrica no âmbito do MAE, realizada

em 30 de dezembro de 2004. Tais créditos estão sendo objeto de negociações bilaterais entre a Companhia e

os agentes inadimplentes, entretanto, em razão da incerteza de recebimento, em 31 de março de 2005 o valor

correspondente aos créditos era objeto de provisão para créditos de liquidação duvidosa.

Em 31 de março de 2005, a Companhia também havia constituído provisão no valor de R$ 131 em virtude de

incertezas quanto à realização de créditos decorrentes de transações ocorridas no âmbito do MAE no período

de setembro de 2000 a setembro de 2002, os quais eram objeto de ações judiciais ingressadas pelos

respectivos agentes devedores.

Patentes, Marcas e Licenças

A Tractebel Energia não possui patentes registradas em seu nome junto ao Instituto Nacional da Propriedade

Intelectual – INPI (“INPI”). Em 31 de março de 2005, a Tractebel Brasil era titular da marca “Tractebel”,

registrada junto ao INPI, sob n.º 822122006, de 20 de outubro de 1999.

132

Propriedades, Plantas e Equipamentos

O principal ativo da Companhia é o seu Parque Gerador, composto por 13 usinas, sendo 7 termelétricas e 6

hidrelétricas, instaladas nos Estados do Rio Grande do Sul, Santa Catarina, Paraná, Mato Grosso do Sul e

Goiás. Em 31 de março de 2005, o valor contábil consolidado, líquido de depreciação, do Parque Gerador era

de R$ 3.043 milhões. Para maiores informações, vide item “Parque Gerador” nesta seção “Atividades da

Companhia”.

Desempenho Ambiental

A Companhia possui políticas- plano de gestão para o gerenciamento ambiental de suas usinas hidrelétricas e

termelétricas e patrocina pesquisas para minimizar os impactos das suas atividades, controlar a emissão e

deposição de resíduos, preservar os recursos naturais, recuperar áreas ou ecossistemas degradados e

proporcionar benefícios às populações que vivem nas áreas de influência das suas usinas. A educação

ambiental é uma aliada permanente dos projetos da Companhia, que também participa dos comitês de bacias

hidrográficas formados nas suas áreas de atuação

Nas suas usinas termelétricas, a Companhia adota um grande conjunto de atividades de monitoramento da

qualidade do ar e das águas, bem como procedimentos técnicos de controle de emissões, como o sistema de

retenção de partículas suspensas, por meio de precipitadores eletrostáticos, controle de enxofre no

combustível para evitar a formação de dióxido de enxofre, o reaproveitamento de resíduos (100% das cinzas

leves resultantes da combustão do carvão nas usinas termelétricas da Companhia é utilizado na produção de

cimento) e o depósito de cinzas pesadas em aterros.

No caso da produção de energia hidrelétrica, a Companhia possui vários programas ambientais, os quais

incluem, dentre outras iniciativas, o monitoramento da qualidade das águas superficiais e sub-superficiais,

ictiofauna (monitoramento e pesquisa), controle de macrófitas, taludes marginais, climatologia, recuperação e

formação da faixa ciliar e a vigilância ambiental e patrimonial do entorno dos reservatórios artificiais.

Licenciamento Ambiental

Em 31 de março de 2005, a Companhia possuía todas as licenças ambientais exigidas pelos órgãos

regulamentares estaduais e federais competentes para fiscalizar as atividades desempenhadas no âmbito do

seu Parque Gerador, sejam aquelas relacionadas à geração hidrelétrica quanto à geração termelétrica.

133

O quadro abaixo traz informações relativas ao licenciamento ambiental do Parque Gerador da Companhia em

31 de março de 2005:

Situação do Licenciamento Ambiental* Usinas Termelétricas

UTE Jorge Lacerda A, B e C

em operação

LAO FATMA 086/2004, de 07/05/2004 (UTLA), 088/2004, de 07/05/2004 (UTLB), e 087/2004, de 12/05/2004 (UTLC), com validade pelo período de 36 meses (até 06/05/2007, para UTLA e UTLB, e 11/05/2007, para a UTLC).

UTE Alegrete em

operaçãoLO 2135/2003-DL FEPAM, de 22/05/2003, com validade até 14/12/2004. Renovação da LO requerida em agosto/2004 (CE UTCH 011/2004, de 13/08/2004).

UTE Charqueadas em

operaçãoLO 7334/2003-DL FEPAM, de 24/11/2003, com validade até 23/08/2005. Incluída na LI 058/2004-DL FEPAM, de 19/01/2004, referente a UTE Jacuí.

UTE William Arjona (4 e 5)

em operação

LO IMAP n.º 265/2002, de 21/11/2002 com validade pelo período de 4 anos (até 20/11/2006). Termo de Ajustamento de Conduta (TAC) com o Ministério Público Estadual/MS, de outubro/2002.

UTE William Arjona

(1, 2 e 3)

em operação

LO IMAP n.º 078/2000, de 22/12/2000 com validade pelo período de 4 anos (até 21/12/2004). Renovação da LO requerida em outubro/2004 (CE AMA 0041/2004, de 27/10/2004).

Unidade de Co-geração Lages

em operação

LAO CPS/002/2005, de 06/01/2005, com validade pelo período de 12 meses (até 05/01/2006), para a UCLA. LAO CPS/091/2004, de 10/08/2004, com validade pelo período de 36 meses (até 09/08/2007), para a Captação, Adução e Tratamento de Água para Abastecimento

Situação do Licenciamento Ambiental Usinas Hidrelétricas

UHE Salto Osório em

operaçãoLO 08315 IAP, de 21/12/2001, com validade até 21/12/2003. Requerida renovação da LO, em outubro/2003.

UHE Passo Fundo em

operaçãoLO 5853/2003-DL FEPAM, de 31/10/2003, com validade até 17/08/2007.

UHE Itá em

operaçãoRenovação LO IBAMA nº 68/99, de 01/09/2004, com validade pelo período de 4 anos (até 31/08/2008).

UHE Salto Santiago em

operaçãoLO 04952 IAP, de 21/12/2001, com validade até 21/12/2003. Requerida renovação da LO, em outubro/2003.

UHE Machadinho em

operaçãoLO 160/2001 IBAMA de 28/08/2001, com validade pelo período de 4 anos (até 27/08/2005).

LT 500 kV (UHE Machadinho)

em operação

LAO FATMA n.º 282/01 de 09/11/2001, com validade pelo período de 48 meses (até 08/11/2005), para a LT 500 kV UHE Machadinho - LT 500kV Itá-Campos Novos.

UHE Cana Brava em

operaçãoLF GUS n.º 212/2005, de 04/02/2005, da Agência Ambiental de Goiás, com validade de 09/01/2004 a 09/01/2008.

LT 230kV (UHE Cana Brava)

em operação

LF GUS n.º 239/2005, de 17/02/2005, da Agência Ambiental de Goiás, com validade de 05/02/2005 a 05/02/2009, para a LT 230kV UHE Cana Brava - UHE Serra da Mesa.

134

Política de Meio Ambiente

As ações e atividades da Companhia são pautadas por uma política de meio ambiente adotada a partir de

janeiro de 2001, cujas principais diretrizes seguem descritas abaixo:

Comprometimento. Para a Companhia, o respeito ao meio ambiente é componente fundamental de sua

identidade e de seus valores.

Compreensão. A Companhia elabora estudos dos impactos de suas atividades ao meio ambiente com a

finalidade de garantir eficiência na geração energética, preservação dos recursos naturais e controle dos riscos

ambientais, atuando, primordialmente, de forma preventiva.

Capacitação Técnica. A Companhia desenvolve programas de pesquisa e desenvolvimento objetivando a

melhoria contínua dos seus processos, cumprindo as exigências de seus clientes, da sociedade e da evolução

da legislação ambiental.

Compartilhar. A Companhia acredita na importância de divulgar seus objetivos e resultados ambientais a

colaboradores, clientes, acionistas, associados e órgãos de meio ambiente, mantendo um diálogo aberto com a

opinião pública.

Sistemas de Gestão de Qualidade e Meio Ambiente

Em novembro de 2004, as UHEs Itá, Salto Osório, Salto Santiago e Passo Fundo, assim como o Complexo

Termelétrico Jorge Lacerda obtiveram a certificação NBR-ISSO 9001 (de qualidade) e 14001 (meio

ambiente), certificados pelo Bureau Veritas Quality International - BVQI.

Acidentes Ambientais

Não foram registrados acidentes ambientais na Companhia nos últimos 5 anos.

Iniciativas, Programas Ambientais e Prêmios

A Companhia mantém uma série de programas de proteção, monitoramento e desenvolvimento sustentável

das áreas relativas aos seus empreendimentos. Em razão do bom resultado da aplicação dos programas de

proteção ambiental desenvolvidos pela Companhia, nos anos de 2002 e 2004 a Companhia recebeu prêmios

Expressão de Ecologia na categoria “Conservação de Recursos Naturais” com o caso “Monitoramento e

Conservação do Lago da UHE Passo Fundo” e no Programa de Ictiofauna desenvolvido no alto Rio Uruguai.

Também nos anos de 2002 e 2004, a Companhia recebeu prêmios Fritz Müller, pela recuperação ambiental

das áreas degradadas e diminuição dos pátios no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda, que propiciaram a

recuperação de 107 hectares de áreas de antigos depósitos de carvão e pelo Projeto da Unidade de

Co-geração Lages.

135

Usinas Hidrelétricas

Nas UHEs, a Companhia concentra suas preocupações no uso e preservação dos reservatórios. A qualidade da

água do reservatório e a preservação da área em volta do lago são asseguradas por meio de constantes

avaliações, com o monitoramento ambiental e patrimonial feitos por profissionais devidamente treinados e

por meio de convênio com órgãos de fiscalização, como a Polícia Ambiental.

Programas Ambientais nas Usinas Hidrelétricas

Em 31 de março de 2005, todas as usinas hidrelétricas do Parque Gerador da Companhia possuíam programas

ambientais relacionados à qualidade das águas/limnologia, ictiofauna, climatologia, vigilância ambiental e

patrimonial, planos de uso das águas, ilhas e entorno dos reservatórios, dentre outros, além de projetos de

pesquisa e desenvolvimento. Tais programas ambientais são desenvolvidos em conjunto com entidades das

regiões onde se localizam as respectivas usinas, como a Universidade Federal de Santa Catarina, que atua nos

programa relacionados aos reservatórios do Rio Uruguai, e a Universidade do Oeste do Paraná, atuando nos

programas relativos às usinas do Rio Iguaçu.

A Companhia mantém, ainda, hortos florestais destinados à produção de mudas de espécies nativas para

reflorestamento e recuperação das áreas degradadas.

Usinas Termelétricas

Em relação à produção termelétrica, a Companhia concentra suas atenções na qualidade do ar e das águas, e

no uso das cinzas que resultam da queima do carvão, adotando mais dez itens de monitoramento constante.

Todas as UTEs da Companhia possuem equipamentos de retenção de partículas em suas chaminés e utilizam

combustíveis (carvão e óleo) com menor teor de enxofre, reduzindo as emissões de dióxido de enxofre na

atmosfera. Como exemplo, pode-se citar a eficiência dos precipitadores eletrostáticos do Complexo

Termelétrico Jorge Lacerda e da UTE Charqueadas, que permitem o controle de quase 100% da poluição.

Quanto aos resíduos sólidos, 100% das as cinzas leves são comercializadas com a indústria cimenteira e as

pesadas encaminhadas às minas de carvão.

Para evitar a poluição das águas, as UTEs da Companhia possuem (i) sistema de tratamento de efluentes

líquidos que operam em regime fechado, prevenindo o lançamento de efluentes nos rios da região onde estão

situadas e (ii) áreas de estocagem de combustível com bacias de retenção para o caso de qualquer acidente

com vazamentos.

136

A Companhia realiza monitoramento ambiental contínuo, verificando a qualidade da água e do ar. Os

resultados deste monitoramento são encaminhados aos órgãos ambientais responsáveis pelo licenciamento e

fiscalização das usinas e outros órgãos e entidades locais (prefeituras, câmaras de vereadores e outros).

Projeto de Mecanismo de Desenvolvimento Limpo – Unidade de Co-geração Lages

A Unidade de Co-geração Lages, cuja operação comercial iniciou em dezembro de 2003, foi a primeira usina

de Santa Catarina movida a biomassa. Por utilizar os resíduos de madeireiras (energia renovável) da região

como combustível, o sistema de operação da unidade foi aprovado pelo Banco Mundial como um projeto de

Mecanismo de Desenvolvimento Limpo – MDL, nos termos do Protocolo de Kyoto, por meio do qual serão

gerados créditos de carbono para comercialização e negociações futuras pela Companhia.

Tendo em vista os créditos de carbono a serem gerados pelo projeto de Mecanismo de Desenvolvimento

Limpo da Unidade de Co-geração Lages, a Companhia assinou uma Carta de Intenções com o Prototype

Carbon Fund (Fundo Protótipo de Carbono), do Banco Mundial, para venda de parte destes créditos de

carbono.

Além do projeto relacionado à Unidade de Co-geração Lages, a Companhia iniciou dois novos projetos de

Mecanismo de Desenvolvimento Limpo, capazes de gerar de créditos de carbono e promover sua

comercialização, quais sejam:

(i) Projetos de Mecanismo de Desenvolvimento Limpo para PCHs: voltado para o desenvolvimento

de metodologia de estimativa e verificação de reduções de emissões de carbono para o

enquadramento de projetos como de Mecanismo de Desenvolvimento Limpo, autorizando a

venda dos créditos de carbono correspondentes; e

(ii) Projetos de Mecanismo de Desenvolvimento Limpo para Eficiência Energética (voltados para os

Consumidores Industriais atendidos pela Companhia): tendo em vista o trabalho de eficiência

energética desenvolvido pela Companhia, esta oferece pleitear o enquadramento destes projetos

como de Mecanismo de Desenvolvimento Limpo, em troca de parte dos créditos de carbono

eventualmente gerados por estes projetos em caso de sucesso.

Para maiores informações sobre a Unidade de Co-geração Lages, vide subitem “Unidade de Co-geração

Lages” nesta seção “Atividades da Companhia”.

Iniciativas de Preservação Ambiental

Seguem abaixo algumas ações adotas pela Companhia ou que tiveram seu apoio durante o ano de 2004 e até o

final do período encerrado em 31 de março de 2005:

137

Recuperação de Ecossistemas

- Três mil peixes piracanjubas foram soltos no rio Uruguai em maio de 2004. Este peixe estava extinto na

região há 40 anos e a soltura foi possível após procriação em laboratório, realizada pelo Laboratório de

Biologia e Cultivo de Peixes de Água Doce (“LAPAD”), da Universidade Federal de Santa Catarina -

UFSC. O repovoamento é parte do programa de ictiofauna das UHEs Itá e Machadinho, realizado pela

Companhia em parceria com o LAPAD;

- Continuação do processo de recuperação de antigas áreas degradadas existentes próximas ao Complexo

Termelétrico Jorge Lacerda, não pertencentes à Companhia; e

- Investimento de cerca de R$ 1,2 milhões em Pesquisa & Desenvolvimento em programas relacionados à

ictiofauna, qualidade da água, corredores ecológicos, concentração de ozônio e biomassa para geração de

energia elétrica e vapor.

Plantio de árvores

- Doação de 17 mil mudas de árvores nativas e frutíferas, produzidas no Horto Florestal do Complexo

Termelétrico Jorge Lacerda, para as prefeituras da região, associações e escolas;

- Doação e plantio de mudas para o projeto paisagístico da Unidade de Tratamento de Resíduos Urbanos e

arborização de ruas no município de Charqueadas (RS);

- Plantio de 1,5 mil mudas de árvores nativas, ornamentais e frutíferas, no Complexo Termelétrico Jorge

Lacerda, acompanhado pela adubação das 7 mil mudas já em fase de crescimento; e

- Manutenção e reposição de árvores às margens do Rio Ibirapuitã, dentro dos limites da UTE Alegrete, em

projeto de recuperação da mata ciliar.

Reciclagem

- Coleta de 6,12 mil quilos de papel e de 3,24 mil quilos de plástico reciclados nos diversos escritórios do

Complexo Termelétrico Jorge Lacerda, sendo que a venda dos papéis e plásticos foi revertida como

doação ao Centro de Apoio ao Menor e Adolescente Carente de Capivari de Baixo - CEACA.

Participação Regional

- Participação em reuniões, nos municípios próximos à UTE Charqueadas, para a criação de um Plano de

Ação Mútuo desenvolvido por empresas, Polícia Civil, Brigada Militar e Hospital de São Jerônimo, para

atender acidentes ou emergências ambientais;

- Apresentação às entidades representativas locais das atividades relacionadas à preservação, recuperação e

educação ambiental ocorridas na UTE Salto Santiago e na UTE Salto Osório; e

- Participação nos comitê de gerenciamento das bacias do Rio Ibicuí e do Rio Jacuí.

Disseminação de Informações

- Lançamento e distribuição do Catálogo Ilustrado de Peixes do Alto Uruguai e do CD “Ações Integradas e

Programas de Ictiofauna no Alto Uruguai”, projeto desenvolvido na UHE Itá e na UHE Machadinho; e

- Edição e distribuição de informes ambientais, encartados no jornal Diário Catarinense, do Programa Vida

de Rio na região das usinas do Rio Uruguai.

138

Controle e Monitoramento de Impactos Ambientais

- Instalação de torre meteorológica na Estação de Monitoramento Ambiental Jacuí, que mede parâmetros

como temperatura, umidade, velocidade e direção do vento;

- Centralização digital dos dados de monitoramento ambiental no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda,

com a interligação das estações de monitoramento e as salas de comando das usinas;

- Aquisição de analisador contínuo de material particulado no ar ambiente, para instalação na cidade de

Tubarão no primeiro semestre de 2005. Na UTE Charqueadas, foram feitas melhorias nos controladores

de tensão para os transformadores de precipitador eletrostático da Unidade 3, para reduzir as emissões

atmosféricas;

- Conclusão do novo sistema de transporte de cinzas pesadas do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda,

com a redução dos riscos de vazamentos de cinzas, e conclusão das novas Bacias de Cinzas Pesadas da

usinas;

- Reurbanização dos pátios de carvão do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda, com redução da área de

estocagem;

- Elementos dos bancos de baterias, lâmpadas fluorescentes e resíduos de lã de rocha descartados são

encaminhados a empresas especializadas na destinação desses resíduos; e

- Construção, na UTE Alegrete, de um separador água/óleo que impede a contaminação dos mananciais,

em caso de vazamento.

Apoio e Educação Ambiental

- Suporte às comunidades de Minaçu e Cavalcante (GO) com o programa de educação ambiental e

atividades cooperativas, em especial para a ONG Agentes Ambientais Defensores da Vida, que envolve 5

mil pessoas;

- Suporte à comunidade de Nova Lima em Campo Grande (MS), no programa de educação ambiental,

suprimento de água e projetos sanitários;

- Patrocínio de programa sobre o Rio Uruguai – RBS-TV, com objetivo de divulgar sua história e

condições;

- Patrocínio Projeto “Caminhos da Natureza” – TV O Estado, com objetivo de divulgar áreas de

preservação permanente no Estado de Santa Catarina; e

- Patrocínio Programa “Serra Ecológica” – Rede TV-Sul, com informações sobre a serra catarinense; e

- Apoio ao projeto “Mês da Baleia Franca”, em Santa Catarina.

Termo de Ajustamento de Conduta

Em 2002, o Ministério Público do Estado de Mato Grosso do Sul instaurou um inquérito civil para averiguar

potencial degradação ambiental causada nas imediações da cidade de Campo Grande pelas operações da

Usina Termelétrica William Arjona, operada pela Companhia. Como desdobramento deste inquérito, em 16

de outubro de 2002 a Companhia firmou com o Ministério Público Estadual de Mato Grosso do Sul um

Termo de Ajustamento de Conduta, por meio do qual a Companhia se comprometeu a tomar uma série de

139

medidas relacionadas com a redução e o controle das emissões atmosféricas dessa usina, o monitoramento das

águas residuárias e dos efluentes líquidos por ela lançados, assim como uma série de outras providências de

cunho ambiental. A maior parte dessas providências apresentou caráter pontual ou temporário, mas algumas

delas ainda permanecem como obrigações permanentes, de cumprimento periódico, como por exemplo a

prestação de informações semestrais ao Ministério Público Estadual sobre o volume, o tipo e o destino dos

resíduos líquidos e sólidos gerados na usina. O descumprimento das obrigações assumidas pela Companhia

por meio deste Termo de Ajustamento de Conduta poderá dar ensejo à imposição de multas diárias e o

ajuizamento de ação de execução.

Seguros

A Companhia tem por política manter seus principais ativos devidamente segurados, de acordo com as

práticas adotadas em seu mercado de atuação. Para usinas, equipamentos e demais bens, a Companhia

contrata seguros da modalidade all risks, sendo que os valores de cobertura são definidos com base em custos

praticados internacionalmente, que cobrem a reconstrução de uma nova usina equivalente à sinistrada. Os

limites máximos de indenização previstos nas apólices dessa modalidade de seguro, os quais não levam em

consideração a desvalorização pela idade do equipamento, estão relacionados na tabela abaixo:

US$ milLimite Máximo de Indenização Terremoto e alagamento/inundação (inclui danos morais e lucros cessantes) 150.000* Quebra de máquina/danos elétricos e lucros cessantes 100.000**

Sublimites de Indenização Bens do segurado em locais de terceiros 20.000 Remoção de escombros 10.000 Demolição e aumento no custo de construção 10.000 Despesas extraordinárias 10.000 Honorários de peritos 2.000 Bens de terceiros em poder do segurado 20.000 Pequenas obras de engenharia 10.000 Inclusão, exclusão de bens, locais e alterações de valores 25.000 Gastos de limpeza 5.000 Recomposição de registros e documentos 2.000 Despesas de combate a incêndio 2.000 Despesas de aluguel 1.500 Lucros cessantes – extensão a comprador 10.000 Interrupção de serviços de utilidades 10.000 Impedimento de acesso – lucros cessantes 5.000 Autoridades civis 10.000 Despesas de agilização 5.000 Erros e omissões 5.000

* por evento e agregado anual ** por evento

Apólices de Riscos Operacionais e de Engenharia

Em 31 de março de 2005, a Companhia possuía apólice de seguros abrangente de riscos operacionais, incluindo

quebra de máquinas e lucros cessantes, com valor para danos materiais de US$ 3.515.233 mil, equivalentes a R$

9.372.314 mil, e para lucro cessante com valor de US$ 459.900 mil, equivalentes a R$ 1.226.185 mil. O limite

máximo combinado para indenização de danos materiais e lucros cessantes, por evento, é de US$ 150.000 mil,

equivalentes a R$ 399.930 mil em 31 de março de 2005. Os bens assegurados por tal apólice são usinas

hidrelétricas, usinas termelétricas e seus maquinários, turbina a vapor, turbina a gás, geradores, caldeiras,

transformadores, canais, túneis, barragens, vertedouros, obras civis, escritórios e depósitos.

140

A partir de 19 de dezembro de 2003, a UHE Cana Brava, cuja concessão pertence à controlada CEM, foi

incluída na apólice acima referida, com valor para danos materiais de US$ 320.000 mil, equivalentes a R$

853.184 mil em 31 de março de 2005, e lucro cessante de US$ 71.000 mil, equivalentes a R$ 189.300 mil em

31 de março de 2005.

Em 31 de março de 2005, a controlada da Tractebel Energia, Lages Bioenergética, possuía seguro de riscos

operacionais com cobertura de US$ 20.000 mil equivalentes a R$ 53.324 mil, e seguro de Riscos de

Engenharia com cobertura de manutenção ampla durante 12 meses a partir de 30 de abril de 2004.

Apólices de Responsabilidade Civil

Em 31 de março de 2005, a Companhia possuía apólices de responsabilidade civil com cobertura de US$

50.000 mil, equivalentes a R$ 133.310 mil. A vigência da apólice é anual e são segurados, além da Tractebel

Energia, quaisquer afiliados, associados, subsidiárias, corporações, joint ventures, parcerias, acionistas, partes

financeiras, empreiteiros e/ou subempreiteiros pelos seus respectivos direitos e interesses, além do Consórcio

Machadinho, Itasa, CEM e Lages Bioenergética.

Apólices para Riscos de Interrupção do Negócio

Em 31 de março de 2005, a Companhia estava quase que totalmente protegida contra perdas por lucros

cessantes causadas por sinistros que resultem em interrupções da produção de energia. Apenas no caso da

Lages Bioenergética não há cobertura contra perdas por lucros cessantes, por razões de ordem técnica.

A Companhia entende que mantém os seguros que são de praxe no Brasil e adequados para o negócio em que

está envolvida.

Funcionários e Política de Recursos Humanos

Quadro de pessoal

Em 31 de março de 2005, o quadro de funcionários da Companhia era composto por 849 colaboradores, com

tempo médio de permanência na Emissora de 14,75 anos, idade média de 40,2 anos, e apresentando a seguinte

distribuição:

Empregados % SexoMasculino 737 86,9 Feminino 112 13,1 Estado da Federação Santa Catarina 586 69,0 Rio Grande do Sul 150 17,7 Paraná 88 10,4 Goiás 14 1,7 Mato Grosso do Sul 9 1,0 São Paulo 2 0,2 Formação Universitária 295 35,0 Curso Técnico – 2° Grau 290 34,0 Outros Cursos – 2° Grau 185 22,0 1° Grau Completo 79 9,0

141

Renovação do Quadro de Pessoal

A Tractebel Energia mantém um programa de trainees, que era, em 31 de março de 2005, o principal

instrumento de renovação do quadro de empregados da Companhia. Desde a criação do programa, em 2000,

três módulos do programa de trainee foram realizados, beneficiando 41 jovens profissionais de nível técnico e

universitário, dos quais 83% foram efetivados como empregados da Companhia. Ao final de 2004 foram

selecionados 12 trainees de nível técnico, de um total de 1215 inscritos, e 17 trainees de nível universitário,

dentre 4059 inscritos.

Terceirização de Mão-de-Obra

A Companhia adota política de terceirização de mão-de-obra para as atividades que não são estratégicas, tais

como: segurança e vigilância, recepção, limpeza e manutenção predial do escritório central, manutenção dos

computadores do escritório central.

De acordo com a política adotada pela Companhia, a contratação de terceiros deve observar os seguintes

critérios:

(i) custo de execução interna maior que o custo de sua execução por terceiros; (ii) especialização e qualificação dos prestadores dos serviços compatível com as atividades a serem

terceirizadas;(iii) avaliação prévia da importância da atividade para os processos vitais da Tractebel Energia e das

conseqüências de deixar de realizá-la internamente; (iv) as atividades terceirizadas não podem ter pessoas físicas que se subordinem diretamente às ordens e

determinações da Tractebel Energia; (v) avaliação prévia dos riscos de inadimplemento das obrigações trabalhistas, por parte do contratado,

em função da responsabilidade solidária da Tractebel Energia.

Saúde e Segurança

A Companhia tem como política adotar programas de prevenção de riscos de acidentes de trabalho, por meio

da encomenda de laudos técnicos sobre condições no ambiente de trabalho de seu Parque Gerador. Tais

laudos informam a Companhia sobre riscos associados ao trabalho em suas usinas e o tempo de exposição, a

intensidade e/ou concentração dos riscos aos quais os empregados estão submetidos, bem como a necessidade

do uso de equipamentos de proteção individual ou coletiva.

Até 31 de março de 2005, a Companhia obteve excelentes resultados com suas políticas de prevenção de

acidentes de trabalho, tal como aquelas aplicadas no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda e na Unidade de

Co-Geração Lages, por exemplo.

142

A tabela abaixo apresenta dados relativos aos acidentes de trabalho ocorridos no Parque Gerador da

Companhia, nos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2002, 2003 e 2004, e nos períodos

encerrados em 31 de março de 2004 e 2005:

Exercício Social Encerrado em 31 de dezembro

Período Encerrado em 31 de março

2004 2003 2002 2005 2004 Número total de empregados 849 844 859 883 841Número de acidentes de trabalho 5 1 4 1 2Percentual de empregados acidentados (%) 0,59 0,12 0,46 0,11 0,24

Participação nos Resultados

Ao final do exercício social de 2004 foram distribuídos aos empregados da Companhia R$ 8,49 milhões como

participação nos lucros do ano de 2003. A distribuição foi proporcional à remuneração de cada colaborador e

considerou o resultado de avaliações individuais de desempenho dos empregados.

Participação Acionária

Dos 849 empregados da Companhia em 31 de março de 2005, 689 aderiram ao SPRING - programa de

compra facilitada de ações do Grupo Suez. O programa é direcionado exclusivamente aos colaboradores e é

oferecido a cada 2 (dois) anos, com o propósito de estimular a coesão e o senso de pertencer ao Grupo Suez,

ao mesmo tempo em que permite que os empregados se beneficiem diretamente com os resultados da

Companhia.

Plano de Previdência Privada

A Companhia oferece a todos os seus empregados um plano de previdência privada através da PREVIG –

Sociedade de Previdência complementar, entidade fechada de previdência complementar patrocinada

exclusivamente pela Companhia. O plano de benefício administrado pela PREVIG é do tipo benefício

definido.

O plano de benefícios da Companhia é coberto por contribuições dos empregados participantes e da

Companhia. A contribuição da Companhia corresponde a duas vezes a contribuição de seus empregados.

Adicionalmente, a Companhia contribui com 1,7825% da folha de salários (percentual ajustado mensalmente

por fator determinado em função da oscilação do número de empregados participantes do plano) para fins de

amortização de reservas relativas a tempo de serviço por ela reconhecido, reavaliadas atuarialmente, cujo

compromisso encerra-se em dezembro de 2023. O valor dessas contribuições no exercício de 2004 foi de R$

7,3 milhões e até 31 de março de 2005 era de R$ 7,6 milhões.

Anteriormente à constituição da PREVIG, o plano de benefícios da Companhia era administrado pela

Fundação Eletrosul de Previdência e Assistência Social – ELOS, patrocinada pela Companhia e por outra

empresa, sem solidariedade entre as patrocinadoras. Em outubro de 2002, a Secretaria de Previdência

143

Complementar aprovou a rescisão do convênio de adesão com a ELOS e a total transferência de

gerenciamento do plano de benefícios para a PREVIG. Apesar da rescisão do Convênio de Adesão, o plano de

benefícios composto pelos participantes que entraram em gozo de benefícios até 23 de dezembro de 1997,

data da cisão da Eletrosul, bem como pelos participantes que optaram pelo benefício proporcional diferido até

aquela data, continua sob a responsabilidade da Companhia. Enquanto perdurar esta situação, a Companhia

será responsável pelo custeio de 57% do valor das despesas administrativas da ELOS e pelo custeio de 100%

do valor das despesas administrativas da PREVIG. Ambas as despesas são limitadas em 15% do total das

respectivas receitas previdenciais e o valor de responsabilidade da Companhia do exercício de 2004 foi de R$

3.6 milhões e até 31 de março de 2005 era de R$ 324,5 mil.

Além do plano de benefícios retro descrito, a PREVIG passou a administrar outro, do tipo contribuição

definida, encerrando o do tipo benefício definido para novas inscrições em 05 de outubro de 2004, data da

aprovação do novo plano. Nessa mesma data, a Companhia firmou Convênio de Adesão com a PREVIG

passando a oferecer o plano de contribuição definida aos seus empregados e dando início ao processo de

migração prevista no seu regulamento. A efetiva inscrição de participantes no plano de Contribuição Definida

teve início a partir de janeiro em 2005.

No período encerrado em 31 de março de 2005, 20 participantes migraram do Plano de Benefício Definido

para o Plano de Contribuição Definida, cujo montante de Reserva matemática transferida foi da ordem de R$

5,6 milhões, sendo que o prazo final para migrações entre os referidos planos está previsto para 29 de abril de

2005.

Gratificação por Confidencialidade

Um dos benefícios oferecidos pela Companhia a seus empregados de carreira gerencial, quando do término do

seu vínculo empregatício, é o pagamento de gratificações por confidencialidade no exercício de suas funções.

No exercício social de 2004 a Companhia desprendeu R$ 21.553 com gratificações por confidencialidade.

Outros Benefícios

Entre outros benefícios oferecidos pela Companhia, a seus colaboradores, destacam-se: (i) auxílio para

recuperação da saúde concedido a todos os colaboradores e seus dependentes, com participação da

Companhia em até 80% dos custos incorridos com assistência médica, odontológica e na aquisição de

medicamentos; (ii) seguro de vida em apólice coletiva contratada pela Emissora; (iii) ajuda de custo para

empregados com filhos excepcionais; (iv) bonificação extra de 33% da remuneração nas férias; (v) treino para

empregados da carreira técnico operacional; (vi) tíquete refeição sem descontos; (vii) horários flexíveis; (viii)

transporte subsidiado em unidades descentralizadas; (ix) check-up anual para todos os colaboradores; (x)

programa de ginástica laboral; e (xi) incentivo ao voluntariado.

144

Acordo Coletivo de Trabalho

A Companhia é parte em acordo coletivo de trabalho com as diversas entidades sindicais representativas de

seus empregados, por meios do qual foram definidos direitos assegurados a todos os empregados da

Companhia. O acordo tem vigência de 2 (dois) anos, com exceção das cláusulas econômicas que têm vigência

de 1 (um) ano, a partir de 1° de novembro de 2004.

Responsabilidade Social

A política de responsabilidade social praticada pela Companhia é regida pelos princípios de respeito,

confiança e participação de todas as pessoas que têm envolvimento com a Companhia, quer sejam

colaboradores diretos, adotando-se uma política que privilegia os cuidados com a qualidade de vida, a

valorização e o reconhecimento dos profissionais, quer seja a comunidade, por meio de ações da Companhia

que visam a integração com todos os setores da sociedade com os quais a Companhia se relaciona.

A adoção de práticas de responsabilidade social faz parte da filosofia e dos objetivos da Companhia para com

as comunidades nas quais exerce suas atividades, concentrando seu apoio nas áreas de cultura, educação,

crianças e no meio ambiente, tendo em vista o fato de ter como filosofia a sua integração com estas

comunidades.

Isso está representado, entre outras maneiras, numa postura de ampla participação nos eventos comunitários,

assistência à criança em desvantagem e em ações de patrocínio a projetos culturais e sociais, assim como pelo

estímulo ao voluntariado e pelo apoio material e de serviços a projetos, instituições e eventos voltados ao

bem-estar de crianças e adolescentes, à educação e à saúde. As iniciativas sócio-ambientais estão vinculadas,

freqüentemente, a outros projetos já realizados nas comunidades onde a Companhia exerce suas atividades e

arredores, e procuram apoiar ações em benefício da criança e do adolescente.

Projetos e Programas para a Comunidade

A Companhia considera o envolvimento comunitário fundamental ao sucesso de seu negócio. Além disso, a

presença da Companhia beneficia o crescimento econômico dos municípios onde mantém suas usinas, por

meio do pagamento de salários e impostos pela aquisição de bens e serviços. Em suas usinas termelétricas que

utilizam o carvão como combustível, é expressiva a contribuição da Companhia para o desenvolvimento

regional, com a compra do carvão para abastecer as suas unidades, valorizando a indústria carbonífera das

regiões ao redor das termelétricas.

Seguem abaixo iniciativas e projetos de responsabilidade social desenvolvidos pela Companhia até 31 de

março de 2005:

145

Compromisso com os Fornecedores

A Companhia tem como preocupação e postura a adoção de determinados critérios para a contratação de seus

fornecedores. As normas de seleção e avaliação de fornecedores da Companhia incluem critérios de

responsabilidade social, tais como, proibição do trabalho infantil, relações de trabalho adequadas e adoção de

padrões ambientais. Dessa forma, a Companhia desenvolve programas e atividades com o objetivo de

erradicar o trabalho infantil em sua cadeia produtiva, incluindo a sua proibição nos contratos com os seus

fornecedores.

Apoio à Educação e Projetos pela cidadania

A Companhia mantém convênios com escolas e entidades de ensino localizadas nas comunidades onde possui

obras ou usinas, abrangendo o 1º, 2º e 3º graus, por meio de repasse de recursos e uso de instalações da

Companhia. Além do apoio direto à comunidade nesse sentido, a Companhia concede, para suas

colaboradoras, reembolso de despesas com creche e pré-escola dos filhos, na faixa de 0 a 7 anos.

A Companhia tem como constante preocupação o respeito ao meio ambiente e, consciente de que a educação

é a melhor forma de tratar a questão, a Companhia desenvolve folders e cartilhas sobre a manutenção de áreas

de preservação permanente, uso do solo, poluição da água além de participar ativamente em programas que

incentivem práticas produtivas ecologicamente corretas.

Segue abaixo uma relação de iniciativas e programas adotados pela Companhia destinados à educação e

cidadania:

- Convênio com o Complexo Ilha Criança, em Florianópolis (SC), que atinge mais de 3 mil menores

carentes de 0 a 18 anos, com extensão à família e à comunidade. A parceria da Companhia com o

Complexo Ilha Criança existe há seis anos e, em 2004, a Companhia destinou ao projeto R$ 140 mil;

- O Programa Jovem Aprendiz, mantido em parceria com a Comissão do Bem-Estar do Menor de Tubarão

(SC) e a com a Promenor de Florianópolis (SC), por meio do qual a Companhia oferece bolsas de

trabalho a 46 adolescentes, com idade entre 16 e 18 anos, preparando-os para o primeiro emprego;

- Cooperação financeira com as associações de Pais e Mestres da Escola Municipal Salto Osório (ensino

pré-escolar e de 1ª a 4ª séries) e do Colégio Castro Alves (ensino fundamental e médio), situadas na vila

residencial de Salto Osório (PR). O auxílio serve como complementação de renda aos professores e

funcionários e para completar o quadro funcional dessas escolas;

- Apoio e participação no “Seminário de Cidadania, Ética e Responsabilidade Sócio-Ambiental: o Desafio

da Convergência Intersetorial”, promovido pelo Centro de Referências em Cidadania, Ética e

Responsabilidade (Crescer), uma ONG com sede em Florianópolis (SC);

- Há comunidades próximas às regiões dos empreendimentos realizados pela Companhia que dispõem de

cursos técnicos e de educação básica, de modo a ampliar seu bem-estar e facilitar seu acesso ao mercado

de trabalho. São exemplos de projetos realizados pela Companhia: o Curso Técnico de Processos de

146

Geração de Energia Elétrica, que formou, em 2004, 23 operadores, em convênio com o SENAI, e o curso

de 8ª série que formou 27 empregados de empresas parceiras da Companhia, num convênio com o SESI,

ambos realizados no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda;

- Programas de ampliação do acesso à formação e complementação educacional de jovens e adultos, como

o Estágio Curricular, por exemplo, desenvolvido de forma integrada com entidades de ensino, permite a

complementação educacional de alunos de cursos de 2º e 3º graus;

- Curso Técnico de Operação de Usinas, realizado em parceria com o SENAI, qualifica técnicos em

operação de usinas térmicas, com vagas gratuitas;

- Conclusão do Ensino Fundamental, programa custeado pela Companhia e destinado aos empregados

terceirizados do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda custeado pela Companhia;

- Inclusão Digital, realizado em parceria com o Conselho Regional de Administração de Santa Catarina -

CRA-SC, está voltado para a integração e qualificação dos jovens;

- Projeto “Junior Achievement” tem a participação da Companhia em Santa Catarina. O objetivo deste

projeto é desenvolver o espírito empreendedor em alunos do 2º grau, despertando-os para outras

possibilidades de vida profissional. Já foram atendidos mais de 14 mil jovens, que passam a entender

melhor como funciona o mundo dos negócios; e

- Programa de visita aos empreendimentos, o qual possui perfil educativo e estreita o relacionamento entre

a Companhia e seus públicos. Exemplos desse programa são a Usina Hidrelétrica Itá, que recebeu 11.000

visitantes em 2004, e o Complexo Termelétrico Jorge Lacerda, que recebeu 7.896 visitantes no mesmo

período, provenientes de escolas municipais e estaduais da região, de universidades, de órgãos públicos e

da comunidade em geral.

Iniciação Profissional

A Companhia, dentro de sua política de responsabilidade social, contribui com a iniciação profissional de

jovens, por meio de programas que levam em consideração a faixa etária, nível de escolaridade e condição

sócio-econômica. Estes programas são um importante passo em direção ao mercado de trabalho, porque dá

aos jovens a oportunidade de aprender como funcionam as organizações.

Segue abaixo os programas de iniciação profissional desenvolvidos pela Companhia em 2004:

- Programa Adolescente Assistido, que objetiva preparar estudantes adolescentes carentes para o mercado

de trabalho, através da vivência profissional, possibilitando sua integração à sociedade e ao sistema

produtivo do País. Na Tractebel Energia, os adolescentes recebem mensalmente meio salário mínimo por

expediente de quatro horas diárias, vale alimentação, vale transporte, uniforme completo, seguro de

acidentes pessoais e auxílio médico e odontológico;

- Programa de Estágio Curricular, que tem por objetivo promover a integração entre a Companhia e

entidades de ensino. Por meio de convênios previstos em lei, é realizada a complementação educacional

de alunos de cursos profissionalizantes de 2º e 3º graus. Os estagiários recebem bolsa, cujos valores

147

superam as médias dos valores praticados pelo mercado e devem cumprir um programa de estágio

supervisionado; e

- Programas de Visitas às Instalações, que objetiva a integração com escolas técnicas e universidades.

Nestas visitas técnicas às usinas e obras, com programação previamente elaborada por professores e

profissionais da Companhia, os alunos passam a ter idéia de concepção, projeto, planejamento e soluções

de construção civil e de montagem eletromecânica, operação e manutenção das unidades, impactos

ambientais e sociais e contribuição ao desenvolvimento advindo da oferta de energia

Ações Compensatórias

A Companhia continua desenvolvendo atividades associadas a programas sócio-ambientais e do reservatório

da Hidrelétrica Cana Brava, situada no rio Tocantins (GO), em operação desde 2002. A Companhia está

construindo uma escola e um Centro de Apoio ao Menor no município de Cavalcante, atingido pela obra do

reservatório, e os reassentados puderam participar de cursos de formação profissional, para ajudar na

emancipação sócio-econômica das famílias. Além disso, um convênio com a Prefeitura de Minaçu (GO)

permite a realização de aulas gratuitas de natação para as crianças da comunidade atingida pelo reservatório

da Hidrelétrica Cana Brava e para os alunos da rede pública de ensino, para integrá-los ao novo ambiente

formado com o lago.

Estímulo ao Voluntariado

O Programa Voluntários Proação realiza projetos pela cidadania no Complexo Ilha da Criança, entidade

pública municipal de Florianópolis (SC), que é um centro referencial multi-disciplinar que atende crianças e

adolescentes em situação de risco social. Além do apoio financeiro mensal da Companhia utilizado para a

cobertura dos custos referentes à manutenção do Complexo Ilha da Criança, este programa conta com a

participação de voluntários colaboradores da Companhia, aposentados e familiares, e com o patrocínio da sua

fundação previdenciária, a Previg.

Além desse programa, há também a participação voluntária dos empregados do Complexo Termelétrico Jorge

Lacerda, em um programa com objetivo de diminuir a evasão escolar após a 8ª série, implementado nas

escolas públicas de Capivari de Baixo (SC). A Companhia mantém, ainda, convênio com intuito de executar

um programa de assistência e formação profissional de adolescentes carentes das comunidades de Capivari de

Baixo e de Florianópolis, preparando o menor para a sua integração no mercado de trabalho. Estes

adolescentes recebem remuneração fixa, vale alimentação e uniforme entre outros benefícios.

Doações e Apoios

A Companhia é parceira de várias entidades em iniciativas voltadas para a melhoria da qualidade de vida das

crianças nos locais onde possui empreendimentos, por meio de doações e auxílios prestados sistematicamente

a instituições de ensino, saúde e assistência social voltadas à criança. A participação da Companhia nestas

148

iniciativas é limitada à sua área de atuação e contempla projetos que atendam os pré-requisitos estabelecidos

pela Tractebel com objetivo de dar maior efetividade social.

Em 2004, a Companhia fez doações de recursos financeiros e equipamentos para inúmeras instituições

educacionais, hospitalares e de beneficência. Apenas para equipamentos e materiais, como computadores,

tijolos, papel, casas e barcos, a Companhia destinou R$ 297,4 mil. Além disso, a Companhia também apoiou

diversos eventos em 2004, tais como:

- Auxílio de R$ 100 mil a hospital situado no Município de Lages (SC);

- Doação de R$ 50 mil à Associação Edson Filho, em Tubarão (SC), para a aquisição de instrumentos para

uma Banda Musical e a manutenção do Projeto Ação Pedagógica Especializada às Crianças e

Adolescentes Especiais e Carentes do Centro de Integração Humana;

- Patrocínio ao coral, ao conjunto musical e ao grupo de teatro do Projeto Viver em Harmonia, no Colégio

Estadual Iraci Sale Strozak, em Rio Bonito do Iguaçu (PR), que procura estimular o gosto pela arte;

- Convênios para o repasses de recursos às Associações de Pais e Amigos dos Excepcionais - APAEs de

Itá (SC), de Aratiba (RS) e de Florianópolis (SC);

- Doação de uma área de 323 hectares para o Instituto Nacional de Colonização e Reforma Agrária -

INCRA, para a reforma agrária no município de Água Doce (SC);

- Doações para associações de empregados, com objetivo de incentivar a adoção de práticas saudáveis,

beneficiando além dos atuais colaboradores e seus dependentes os ex-colaboradores aposentados;

- Patrocínio Campanha do Agasalho na região de Florianópolis (SC) e Sul do Estado, em parceria com

RBS-TV;

- Patrocínio de programas de televisão divulgando o trabalho de entidades de assistência social na região

da Grande Florianópolis (SC), em parceria com a Rede Record;

- Apoio à Associação dos Dirigentes de Vendas do Brasil - SC – em atividades como Almoço de Idéias e

Prêmio Empresa Cidadã.

Apoio à Cultura

A Companhia apóia diversas iniciativas que visam, na sua essência, a preservação das características culturais

das comunidades onde atua. Como destaque estão o "Projeto Elementos Culturais do Alto Uruguai" e as

"Casas de Memória", por propiciarem a recuperação, organização e preservação do patrimônio histórico

cultural do Alto Uruguai.

O "Projeto Elementos Culturais do Alto Uruguai", desenvolvido em conjunto com a Universidade de Caxias

do Sul, recebeu do Instituto do Patrimônio Histórico e Artístico Nacional - IPHAN o "Prêmio Rodrigo de

Melo Franco de Andrade 1998", na categoria Inventário de Acervos e Pesquisa, pela preservação da

identidade e da memória das comunidades abrangidas pela construção da UHE Itá. As casas da memória são

museus comunitários, organizados em edificações relocadas com peças que contam o modo de vida da

população local, ambos escolhidos pela própria comunidade, além de servirem como local para a realização

149

de eventos e encontros entre pessoas da comunidade visando o resgate de seus costumes e manifestações

culturais.

A Companhia também patrocinou, em 2004, diferentes eventos de cultura em diversos estados e municípios,

alguns deles por meio da Lei 8.313, de 23 de dezembro de 1991 (também conhecida como a “Lei Rouanet”)

ou pela Lei 8.685, de 20 de julho de 1993 (também conhecida como a “Lei do Audiovisual”), privilegiando

projetos de resgate cultural, inserção social e educação ambiental. Seguem alguns exemplos de eventos e

projetos que contaram com patrocínio da Companhia em 2004:

- Livro Capivari de Baixo, Capital Termelétrica da América Latina, de Vilson Francisco Farias,

relacionando a história do município com a implantação do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda;

- Curta-metragem A noite brava, de Chico Faganello, sobre a imigração alemã no Brasil;

- III Mostra de Cinema Infantil de Florianópolis;

- Festival Internacional de Cinema e Vídeo Ambiental de Goiás – IV - FICA;

- “Se Liga no Futuro Minaçu”, projeto do Governo do Estado de Goiás;

- Filme “Diário de um Novo Mundo”, pela Lei do Audiovisual;

- Livro “Florianópolis”, a 10ª Ilha dos Açores: o encontro das origens, de Joel Pacheco, em parceria com o

Conselho Regional de Engenharia, Arquitetura e Agronomia de Santa Catarina – CREA-SC;

- Apoio ao Balet Bolshoi, de Joinville (SC);

- Apoio ao Jornal Diário Catarinense na edição do encarte “Potencial SC”, com informações sobre a

economia e potencial das diversas regiões do Estado; e

- Apoio à Federação das Associações Comerciais e Industriais de Santa Catarina - FACISC no Projeto

Empreender.

Investimentos Relevantes

Implantação das Unidades 4 e 5 da UTE William Arjona

Em 2002, a Companhia implantou as unidades 4 e 5 da UTE William Arjona, com o objetivo inicial de

atender a Comercializadora Brasileira de Energia Emergencial – CBEE, as quais exigiram investimentos de

R$ 61.247 mil. Com o término do Contrato de Suprimento de Energia Elétrica, que ocorreu em 31 de

dezembro de 2004, as referidas Unidades Geradoras foram disponibilizadas para operação centralizada, nas

mesmas condições das Unidades Geradoras 1, 2 e 3.

Conclusão da Unidade de Co-Geração Lages

Em 2004, foi finalizada a implantação do sistema de vapor aos clientes e obras complementares na Unidade

de Co-geração Lages, cujas atividades tiveram início em dezembro de 2003.

150

Nos anos de 2002, 2003 e 2004, a Companhia, por meio da Lages Bioenergética, investiu cerca de R$ 4.254

mil, R$ 56.673 mil e R$ 6.437 mil, respectivamente, na construção da Unidade de Co-geração Lages, que

contou, ainda, com o financiamento do BRDE no valor de R$ 49 milhões. Para maiores informações sobre a

Unidade de Co-geração Lages, vide subitem “Co-geração - Unidade de Co-geração Lages” nesta seção

“Atividades da Companhia”.

Conclusão da UHE Cana Brava

A Companhia investiu, através de sua controlada CEM, os valores de R$ 246.759 mil, R$ 19.998 mil e R$

6.437 mil, nos anos de 2002, 2003 e 2004, respectivamente, para a conclusão da UHE Cana Brava, cuja

operação comercial da primeira das três Unidades Geradoras teve início em 22 de maio de 2002,

aproximadamente cinco meses antes da data prevista.

Além dos investimentos acima destacados, a Companhia investiu em diversas obras de adição e substituição,

realizadas com o objetivo de manter a atualidade e confiabilidade do sistema, em suas usinas em operação,

cujos valores nos anos de 2002, 2003 e 2004 foram de R$ 37.285 mil, R$ 25.106 mil e R$ 24.550 mil,

respectivamente.

Programa de Manutenção e Revitalização

O programa anual de manutenção e revitalização das usinas da Companhia corresponde à uma exigência do

setor elétrico em termos de confiabilidade e desempenho, tendo absorvido investimentos pela Companhia da

ordem de R$ 20 milhões, R$ 20 milhões e R$ 28 milhões, respectivamente nos anos de 2002, 2003 e 2004.

Em 2004, a Companhia iniciou a execução de um projeto de revitalização da UHE Salto Osório, com previsão

de investimento de aproximadamente R$ 39,3 milhões. A revitalização contempla a reforma geral das

Unidades Geradoras 1 a 4 e a reforma parcial das Unidades Geradoras 5 e 6, em um prazo de 50 meses.

Adicionalmente, foi efetuada a reforma parcial da Unidade Geradora 5 e iniciada a implantação do controle

remoto das comportas do vertedouro da usina, além da instalação de um circuito fechado de TV.

No Complexo Termelétrico Jorge Lacerda foram revisadas a Unidade Geradora 5 da UTE Jorge B e a

Unidade Geradora 1 da UTE Jorge Lacerda A no ano de 2004, que correspondeu a um investimento total no

valor de R$ 4,2 milhões.

Em 2004 também foi concluída a reforma dos transformadores da UHE Passo Fundo e substituído o sistema

de proteção do gerador 2 da UHE Salto Santiago.

151

Telemedição e Supervisão

Nos últimos 3 anos a Companhia tem investido na implantação de importantes sistemas automatizados e

teleprocessados: o sistema digital de telemedição e a rede de oscilografia digital, os quais permitem a

supervisão das usinas e do fornecimento aos Consumidores Industriais, garantindo um controle mais eficiente

dos parâmetros operacionais e o monitoramento da qualidade da energia entregue.

Sistema de Telemedição. A Companhia adquiriu, nos últimos 3 anos, mais de 230 medidores digitais de

energia elétrica para avaliação da qualidade da energia entregue aos seus clientes. Para possibilitar o

gerenciamento à distância desses medidores de energia, foi implementada uma central de coleta automática de

dados de medição das usinas e dos Consumidores Industriais que adquirem energia da Companhia. Pioneiro

em âmbito nacional, o sistema de telemedição implantado pela Companhia possibilita a geração, em tempo

real, de relatórios, gráficos e patamares de geração individuais por medidor, possibilitando o acesso aos dados

dos medidores de energia, geração bruta e consumo da usina, assim como da energia fornecida a

Consumidores Industriais por meio da intranet da Companhia ou em sua página na internet.

O sistema de telemedição possibilita, ainda, a formatação, geração e envio de dados para a CCEE e o

fornecimento de dados precisos para cálculos hidrológicos nas usinas. Com a implantação desse sistema

unificado de telemedição, as fontes de dados de geração de energia da Companhia foram centralizadas e

uniformizadas, possibilitando a prestação de serviços adicionais de controle e acompanhamento da qualidade

da energia fornecida aos clientes da Companhia, assim como a viabilização de cálculos de disponibilidade

repassados à equipe de vendas e formação do banco de dados para cálculo de índices operacionais.

Rede de Oscilografia Digital. Nos últimos 3 anos, a Companhia também investiu na aquisição de 17

equipamentos de oscilografia digital e um Registrador Digital de Perturbação, tendo instalado uma rede de

oscilografia para todos os oscilógrafos instalados em seu Parque Gerador.

A rede de oscilografia da Companhia permite acesso rápido e matricial dos oscilógrafos, possibilitando a

ampla divulgação de informações das proteções elétricas e do comportamento das unidades geradoras em

situações de crise. É o primeiro e único sistema do gênero em operação no Brasil.

A Companhia investiu na complementação desse sistema, por meio da instalação uma central automatizada de

coleta de oscilografia, que disponibiliza os registros oscilográficos e o estado operacional de cada oscilógrafo.

Durante as reuniões de análise de perturbações sistêmicas, coordenado pelo ONS, os oscilógrafos digitais se

consolidaram como um poderoso recurso de defesa dos interesses da Companhia pelo elevado grau de

informação e detalhamento que apresenta.

152

Pesquisa e Desenvolvimento

A Companhia tem como política investir 0,25% de sua receita líquida anual no Programa Anual de Pesquisa e

Desenvolvimento, o qual favorece diversas instituições de pesquisa no Brasil, especialmente universidades,

fundações e centros de pesquisa localizados nas áreas de atuação da Companhia. Os projetos desenvolvidos

no âmbito desse programa contemplam as áreas de meio ambiente, desenvolvimento tecnológico dos

processos de geração de energia, eficiência de usinas e fontes renováveis de energia.

Entre os anos de 1999 e 2004, em cumprimento à Lei n.º 9.991, sob fiscalização da ANEEL, a Companhia

investiu mais de R$ 12 milhões em 76 projetos de pesquisa e desenvolvimento. Outros R$ 3 milhões foram

destinados a projetos de pesquisa ambiental nas usinas hidrelétricas.

Em 2004, a ANNEL aprovou 15 projetos do programa de Pesquisa & Desenvolvimento da Companhia, no

valor total de R$ 1,82 milhão, dos quais aproximadamente 70% se destinaram à área de meio ambiente.

Outros R$ 1,82 milhão foram depositados no Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico,

administrado pelo Ministério da Ciência e Tecnologia, totalizando o montante de R$ 3,64 milhões em

investimentos na área de pesquisa durante o ano de 2004.

Desinvestimentos

Os quadros abaixo apresentam os principais desinvestimentos realizados pela Companhia nos 3 últimos

exercícios sociais:

EXERCÍCIO

SOCIAL

DESCRIÇÃO DO DESINVESTIMENTO VALOR LÍQUIDO

(R$) 2002 Venda de residências localizadas na vila residencial da UHE Salto Santiago e na vila

residencial da UHE Passo Fundo; sinistro com cobertura securitária de um transformador de força da UHE Salto Santiago; substituição de equipamentos gerais sucateados pela ação do tempo e/ou obsoletos.

2.667.525,04

2003 Venda de residências localizadas na vila residencial da UHE Salto Osório; substituição de equipamentos nas usinas UTE Jorge Lacerda B e C; UTE Charqueadas; UHE Passo Fundo; UHE Salto Osório e UHE Salto Santiago e de equipamentos gerais sucateados pela ação do tempo e/ou obsoletos.

1.958.415,01

2004 Venda de residências localizadas na vila residencial da UHE Passo Fundo; substituição do Sistema de Telemetria Hidrológica da UHE Salto Santiago; e venda de equipamentos gerais sucateados pela ação do tempo e/ou obsoletos.

515.601,52

Em 2004, além dos desinvestimentos listados na tabela acima, a Companhia, fundamentada em laudo emitido

por empresas especializadas, procedeu à baixa de bens vinculados ao projeto de finalização das obras da UTE

Jacuí, localizada no município de Charqueadas (RS) (“Projeto Jacuí”) que se tornaram imprestáveis ou

obsoletos.

O Projeto Jacuí havia sido objeto de autorização por parte da ANEEL, em 1999, no âmbito do cumprimento

às exigências previstas no edital de privatização da Gerasul, antiga denominação da Companhia.

153

Ainda em 2004, a Companhia transferiu 33,33% do Projeto Jacuí à Elétrica Jacuí S.A. (“Eleja”). O percentual

remanescente da Companhia no Projeto Jacuí, correspondente a 66,66%, é objeto de opções de compra pela

Eleja e venda pela Companhia, segundo os termos e condições do contrato celebrado em 2004. A parceria da

Companhia com a Eleja compreende, ainda, a constituição de um consórcio por meio do qual a Companhia

compartilhará com a Eleja sua experiência no desenvolvimento, implantação, operação e exploração

comercial de empreendimentos similares ao Projeto Jacuí. Para maiores informações sobre a transferência do

Projeto Jacuí à Eleja, vide subitem “Contratos Diversos” desta seção “Atividades da Companhia”.

No período encerrado em 31 de março de 2005, a Companhia não realizou quaisquer desinvestimentos.

Novos Projetos

Em 31 de março de 2005, a Companhia, em conjunto com sua controladora Tractebel EGI South América,

desenvolvia dois projetos, quais sejam, a construção das UHEs Estreito e São Salvador, cujas obras poderão

ter início já no ano de 2005.

A UHE São Salvador será construída no Rio Tocantins e contará com Capacidade Instalada de 241 MW,

sendo que o projeto, em 31 de março de 2005, já havia recebido a Licença Prévia de Instalação do IBAMA.

A UHE Estreito contará com Capacidade Instalada de 1.087 MW, sendo construída no Rio Tocantins por

meio de um consórcio de sociedades do qual a Companhia detém 30% de participação.

Além desses dois projetos de grande porte, a Companhia mantém negociações em torno da implantação de

novas unidades de co-geração, utilizando biomassa como combustível para geração de energia elétrica, e de

pequenas centrais hidrelétricas (PCHs).

A Companhia pretende destinar, ainda em 2005, investimentos da ordem de R$ 30 milhões para a melhoria da

UHE Salto Osório, UTE Charqueadas e do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda.

Tecnologia da Informação

A Companhia possui um parque de Tecnologia da Informação com 44 servidores e 650 computadores

distribuídos em sua sede, usinas hidrelétricas e termelétricas e no escritório de vendas localizado em São

Paulo.

Seu ambiente computacional é composto por um ERP - Enterprice Resource Planning e diversos sistemas

totalmente integrados, que garantem a disponibilidade e integridade das informações corporativas e atendem à

totalidade de seu quadro funcional e aos principais processos da Companhia.

154

Em 2004, o custo operacional da área de Tecnologia e Informação da Companhia correspondeu a 0,33% do

faturamento total da Emissora (receita bruta) contra 0,37% no exercício encerrado em 2003 e 0,54% no

exercício encerrado em 2002. No período encerrado em 31 de março de 2005, o custo operacional da

Companhia na área de Tecnologia de Informação se manteve nos mesmos níveis observados em igual período

do ano anterior.

Entre os avanços realizados na área de Tecnologia de Informação da Companhia durante o ano de 2004,

destacam-se: (1) a implantação do Sistema de Comercialização e Negócios (SCN), que permite que as áreas

de negócios da Companhia registrem os contatos e acompanhem as negociações com os clientes; (2) a revisão

do Sistema de Custos (SCG), que aprimora o rateio e a identificação de custos das unidades; (3) a implantação

do Portal Tractebel Energia e de seu novo endereço na internet, que aprimora a comunicação interna e

possibilita o acesso às informações de medição de energia e qualidade aos clientes; (4) a integração do

Sistema de Informações Hidrometereológicas (SIH) ao Sistema de Acompanhamento de Usinas (SAU), que

facilita a utilização das informações do sistema; (5) a implantação do módulo de calibração de instrumentos

em sistema de acompanhamento de manutenções (Sistema Maximo), que aumenta a confiabilidade das

manutenções e atende a quesito da norma ISO 9001; (6) a integração dos sistemas da Tractebel Energia com o

Sistema Topaz, de seu controlador, de forma a automatizar o processo de repasse de informações ao acionista

controlador, garantindo a integridade dessas informações, e (7) a definição e documentação dos diversos

procedimentos ligados à Tecnologia da Informação, para compatibilizar o ambiente computacional da

Companhia ao modelo de segurança de informações estabelecido pelo Grupo Suez.

Contratos Relevantes

Em 31 de março de 2005, a Companhia era parte nos seguintes contratos considerados relevantes:

Contratos de Concessão

Para informações sobre os contratos de concessão da Companhia, vide item “Concessões e Autorizações”

nesta seção “Atividades da Companhia”.

Contratos de Compra e Venda de Energia Elétrica

(i) Em setembro de 1998, a Companhia celebrou Contratos Iniciais de Compra e Venda de Energia Elétrica com as

concessionárias abaixo relacionadas, os quais estão sendo reduzidos em 25% ao ano, a partir de 2003, até a

completa extinção em 31 de dezembro de 2005. As quantidades abaixo indicadas referem-se aos saldos contratuais

de suprimento de energia elétrica para o período entre 1º de janeiro de 2005 e 31 de dezembro de 2005:

Concessionárias Suprimento (MWh) RGE………………………………………………………………

740.220

CELESC……………………………………..……………………

2.555.730

CEEE……………………………………………………………..

269.370

Enersul.................................................................................. 617.580 Furnas................................................................................... 1.145.370 AES Sul – Distribuidora Gaúcha de Energia S.A...................... 860.670

155

As tarifas dos Contratos Iniciais são reajustadas por um fator de reajuste, calculado de acordo com a seguinte

fórmula: FR = (VPA1 + (VPB0 x FIP)) / RA, onde: FR é o fator de reajuste; RA é o somatório dos

faturamentos de energia e de demanda no período de referência, calculados com os preços de energia e de

demanda vigentes na data de referência anterior, excluído o ICMS, sendo que o período de referência

corresponde aos últimos doze meses anteriores à data do reajuste em processamento; VPB0 é a RA – VPA0;

VPA0 é o valor correspondente aos tributos relativos ao período de referência, nas condições vigentes na data

de referência anterior; VPA1 é o valor correspondente aos tributos relativos ao período de referência, nas

condições vigentes na data do reajustamento em processamento; FIP é o fator que exprime a variação do IGP-

M, entre o mês anterior ao do reajuste em processamento e o do mês anterior à data de referência anterior.

(ii) Contratos Bilaterais de Venda de Energia Elétrica: a energia não comprometida com os Contratos Iniciais,

inclusive a que está sendo liberada daqueles contratos a partir de 2003, vem sendo contratada com

Distribuidoras e Consumidores Industriais. Desta forma, em 31 de março de 2005 a Companhia possuía, entre

outros, os seguintes Contratos Bilaterais para venda de energia elétrica:

Contratante Período da Contratação Energia Contratada (MWh)

RGE…………………………………………...… 01.01.2005 a 31.12.2014 34.333.312 CELESC…….....…………..……………….....… 01.01.2005 a 31.12.2008

01.01.2005 a 31.12.200723.850.323

394.560 Companhia Paulista de Força e Luz………....... 01.01.2005 a 31.12.2010 9.832.987 Companhia Piratininga de Força e Luz............. 01.01.2005 a 31.12.2010 5.770.269 Light............................................................... 01.01.2005 a 31.12.2005

01.01.2005 a 31.12.2007105.120 999.552

Comercializadoras........................................... 01.01.2005 a 31.12.2007 01.01.2005 a 31.12.2010

11.156.534 6.926.416

Consumidores Industriais................................ 01.01.2005 a 31.12.2007 01.01.2005 a 31.12.2010 01.01.2005 a 31.12.2012

8.913.109 6.399.197 7.243.352

O preço de venda da energia elétrica dos Contratos Bilaterais firmados pela Companhia é livremente

negociado com os respectivos compradores e são reajustados pelo IGP-M. Os Contratos Bilaterais dispõem de

mecanismo que visa inibir a rescisão pelos respectivos compradores ao estabelecer multa rescisória que leva

em consideração o valor remanescente do contrato.

(iii) Em dezembro de 2004, a Companhia firmou CCEARs com Distribuidoras, em decorrência do leilão

promovido pela CCEE. Tendo em vista os baixos preços de venda de energia elétrica para entrega em 2005 e

2006, a Companhia firmou contratos apenas para entrega de energia no período de 2007 a 2014, ao preço de

R$ 70,89 por MWh. O preço de venda é referente à janeiro de 2005 e será atualizado com base na variação do

IPCA.

156

Contratos Financeiros

Contrato de Repasse

Em 23 de fevereiro de 2001, a Tractebel Energia celebrou o Contrato de Repasse de Recursos Captados no

Exterior Em Moeda Estrangeira com o Coordenador Líder, nos termos da Resolução do CMN n.º 2.770/00. O

valor total do contrato é de US$ 14.100.000,00, equivalentes a R$ 37.582.140,00 em moeda corrente nacional,

à taxa do dia 31 de março de 2005. O principal do contrato será pago em 10 parcelas iguais e semestrais no

valor de US$ 1.410.000,00, vencendo-se a primeira em 15 de setembro de 2003 e a última em 15 de março de

2008. Os juros do contrato são definidos pelo banco credor estrangeiro e são repactuados a cada 3 meses,

ressalvado que a taxa pactuada não pode exceder a somatória da margem prevista no contrato (qual seja,

0,15% ao ano acima da taxa Libor, conforme definido no contrato) à taxa Libor. O pagamento dos juros é

realizado semestralmente, vencendo-se a primeira em 15 de setembro de 2001 e o último juntamente com a

última parcela do principal. Em garantia ao cumprimento das obrigações assumidas, a Tractebel Energia

entregou ao Coordenador Líder uma nota promissória de sua emissão, no valor de US$ 16.920.000,00,

representando 120% do valor do financiamento objeto do contrato. O saldo devedor da Tractebel Energia nos

termos deste contrato era, em 31 de março de 2005, de R$ 22.556.052,00.

Note Purchase Agreement

Em 29 de novembro de 1999, a Tractebel Energia emitiu EUR 40.000.000,00 em Floating Rate Notes no

mercado internacional, em regime de colocação privada, com vencimento em 30 de novembro de 2007

(“Notes”), tendo o Citibank N.A. London atuado como agente emissor e pagador das Notes. As Notes são

remuneradas à taxa EuroLibor, acrescida de spread de 7% ao ano sobre o saldo devedor do principal, pagos

em novembro de cada ano, vencendo-se a última parcela juntamente com o principal no final da operação, em

30 de novembro de 2007. Em 31 de março de 2005, as Notes emitidas pela Tractebel Energia no mercado

internacional eram integralmente detidas pelo BNP Paribas Luxembourg e seu saldo devedor era de R$

138.413.200,00.

Contratos de Confissão e Consolidação de Dívida

Em 28 de abril de 1997, a Tractebel Energia celebrou o Contrato de Confissão e Consolidação de Dívida com

a União, por meio do qual a Tractebel Energia confessou a dívida no valor total de R$ 201.553.056,81,

equivalente, em 1º de agosto de 1996, a US$ 199.163.099,61, correspondente a obrigações externas

decorrentes de contratos de empréstimo de médio e longo prazos celebrados junto a credores externos, não

depositados junto ao Banco Central nos termos das Resoluções do CMN n.ºs 1.451/88 e 1.564/89, inclusive

das parcelas com vencimentos posteriores a 31 de dezembro de 1993, objeto de permuta por bônus emitidos

pela União, de acordo com as Resoluções do CMN n.ºs 98/92, 90/93 e 132/93. Ao total da dívida confessada

serão acrescidos atualização monetária e juros remuneratórios a taxas variáveis, conforme indicadas no

contrato de confissão e calculadas sobre os saldos devedores diários previamente corrigidos conforme o tipo

157

de bônus, além do pagamento de outros encargos como taxa de administração ao banco no qual os recursos da

garantia descrita abaixo são depositados. O pagamento do principal devido nos termos deste contrato deverá

ser efetuado pela Tractebel Energia 3 dias úteis anteriores a 15 de abril e 15 de outubro, respeitados os

vencimentos iniciais, finais e únicos definidos para cada tipo de bônus, conforme indicado no contrato de

confissão. Os juros remuneratórios serão pagos semestralmente, 3 dias úteis imediatamente anteriores a 15 de

abril e 15 de outubro de cada ano, vencendo-se a primeira parcela em 12 de outubro de 1994 e a última

juntamente com a última parcela de principal do respectivo bônus. Em garantia às obrigações assumidas nos

termos do contrato de confissão de dívida, a Tractebel Energia (i) constituiu caução em dinheiro, dos bônus de

desconto (Discount Bonus) e bônus ao par (Par Bonus) equivalentes a 5.856.890,47 e 8.209.474,44,

respectivamente e (ii) cedeu e transferiu à União, os créditos que forem efetuados em sua conta corrente em

virtude de depósitos provenientes das receitas próprias, até o limite suficiente para pagamento das prestações

e demais encargos devidos pela Tractebel Energia em cada vencimento de suas obrigações, nos termos do

contrato de confissão de dívida. Em 31 de março de 2005, o saldo devedor da Tractebel Energia neste

contrato era de R$ 387.262.034,50.

Em 15 de maio de 2001, a Tractebel Energia celebrou Contrato de Confissão e Consolidação de Dívida com a

União, com a interveniência de Furnas e do Banco do Brasil S.A. (“Banco do Brasil”), aditado em 16 de abril

de 2004, por meio do qual a Tractebel Energia confessou em favor da União, uma dívida no valor total de R$

271.471.216,62, equivalente, em 30 de junho de 2000, ao somatório dos seguintes valores nas respectivas

moedas contratadas: GBP 48.549.971,83 e DEM 154.915.939,69, as quais foram renegociadas pela União no

âmbito do acordo internacional denominado Clube de Paris e de responsabilidade da Tractebel Energia. O

valor de principal da dívida confessada será atualizado monetariamente e sobre estes valores serão acrescidos

juros remuneratórios calculados sobre os saldos devedores diários, à taxas variáveis, conforme a agência

credora externa (quais sejam: Agência ECGD – Export Credits Guarantee Department, para os empréstimos

em libra esterlina, Agência HERMES – Kreditversicherungs-Aktiengellschaft, para os empréstimos em marco

alemão e Agência SACE – Sezione Specciale per I´Assicurazione del Credito all´Esportazione, para os

empréstimos em marco alemão. Os pagamentos de principal e juros serão efetuados de acordo com o previsto

no contrato para cada uma das dívidas originalmente contraídas perante as referidas agências estrangeiras,

além do pagamento de outros encargos como taxa de administração ao banco no qual os recursos da garantia

descrita abaixo são depositados. Em garantia às obrigações decorrentes deste contrato de confissão de dívida,

a Tractebel Energia obrigou-se a manter conta de depósitos junto ao Banco do Brasil, cujos recursos nela

depositados deverão ser sempre suficientes para honrar os pagamentos devidos nos termos deste contrato,

ressalvado, ainda, que Furnas obrigou-se a depositar na referida conta depósito os recursos por ela devidos à

Tractebel Energia nos termos do Contrato Inicial de Compra e Venda de Energia Elétrica n.º 30080002, assim

como, durante o ano de 2006, depositar os pagamentos devidos em razão de outros contratos iniciais de

compra e venda de energia elétrica que venha a celebrar com a Tractebel Energia. Em 31 de março de 2005, o

saldo devedor da Tractebel Energia nos termos deste contrato de confissão de dívida era de R$

124.223.730,09.

158

Contrato de Financiamento com a Eletrobrás

Em 1º de agosto de 1991, a Tractebel Energia celebrou Contrato de Financiamento ECF-1190/98 com a

Eletrobrás, no valor total de R$ 247.786.541,62, conforme o terceiro termo aditivo celebrado em 10 de junho

de 1997, crédito este para utilização no financiamento da construção da UTE Jorge Lacerda IV. Sobre os

valores de principal incidem juros remuneratórios à taxa de 10% ao ano, sendo que o pagamento dos valores

de principal e juros será efetuado em 120 parcelas mensais pagas no dia 30 de cada mês, vencendo-se a

primeira em 30 de janeiro de 1994. Além dos valores de principal e juros, o contrato prevê o pagamento, pela

Tractebel Energia, de taxa de administração de 2% ao ano incidente sobre o saldo devedor reajustado e uma

comissão de crédito de 2% ao ano sobre o valor do crédito utilizado. Em garantia ao cumprimento das

obrigações assumidas no contrato de financiamento, a Tractebel Energia (i) vinculou, em favor da Eletrobrás,

o direito de recebimento da receita da própria Tractebel Energia (valores vencidos e não pagos à Tractebel

Energia) e (ii) emitiu, em favor da Eletrobrás, notas promissórias representativas das parcelas devidas nos

termos do contrato de financiamento. Em 31 de março de 2005, o saldo devedor da Tractebel Energia nos

termos deste contrato era de R$ 147.982.634,57.

Em 16 de setembro de 1991, a Tractebel Energia celebrou Contrato de Financiamento ECF-1188/91 com a

Eletrobrás, no valor de R$ 127.589.100,00, conforme o quinto termo aditivo ao referido contrato celebrado

em 28 de abril de 1997, para utilização no financiamento da construção da UHE Itá. Sobre os valores de

principal incidem juros remuneratórios à taxa de 10% ao ano, sendo que o pagamento dos valores de principal

e juros será efetuado em 120 parcelas mensais pagas no dia 30 de cada mês, vencendo-se a primeira em 30 de

julho de 1997. Além dos valores de principal e juros, o contrato prevê o pagamento, pela Tractebel Energia,

de taxa de administração de 2% ao ano incidente sobre o saldo devedor reajustado e uma comissão de crédito

de 2% ao ano sobre o valor do crédito utilizado. Em garantia às obrigações decorrentes deste contrato de

financiamento, a Tractebel Energia (i) vinculou, em favor da Eletrobrás, o direito de recebimento da receita da

própria Tractebel Energia (valores vencidos e não pagos à Tractebel Energia) e (ii) emitiu, em favor da

Eletrobrás, notas promissórias representativas das parcelas devidas nos termos do contrato de financiamento.

Em 31 de março de 2005, o saldo devedor da Tractebel Energia nos termos deste contrato era de R$

150.238.633,37.

Contrato de Financiamento com o Banco do Brasil

Em 27 de dezembro de 2001, a Tractebel Energia celebrou com o Banco do Brasil o Contrato Particular de

Financiamento Mediante Abertura de Crédito n.º 21/00022-0, por meio do qual a Tractebel Energia obteve

financiamento no valor de R$ 30.000.000,00. Sobre o valor de principal incidem juros remuneratórios à taxa

nominal de 13,175% ao ano e à taxa efetiva de 14% ao ano. Os valores de principal e juros serão pagos em

102 parcelas mensais e consecutivas, vencendo-se a primeira em 1º de julho de 2003 e a última em 1º de

dezembro de 2011. Em garantia às obrigações assumidas nos termos do contrato de financiamento, a

Tractebel Energia cedeu e transferiu ao Banco do Brasil direitos de crédito no valor de R$ 8.726.000,00,

159

decorrentes da venda de energia elétrica. Em 31 de março de 2005, o saldo devedor da Tractebel Energia nos

termos deste contrato de financiamento era de R$ 23.823.528,84.

Contrato de Financiamento Mediante Abertura de Crédito com o BNDES

Em 23 de dezembro de 2002, a Tractebel Energia celebrou com o BNDES o Contrato de Financiamento

Mediante Abertura de Crédito n.º 02.2.901.3.1, por meio do qual a Tractebel Energia obteve financiamento no

valor de R$ 35.057.033,82. O valor do principal será pago em 60 prestações mensais e sucessivas, vencendo-

se a primeira em 15 de março de 2003 e a última em 15 de fevereiro de 2008. Sobre o principal da dívida,

incidirão juros à taxa de 1% ao ano, acima da taxa média anual ajustada dos financiamentos diários apurados

no Sistema Especial de Liquidação e de Custódia - SELIC. O pagamento dos juros é realizado mensalmente,

vencendo-se a primeira em 15 de março de 2003 e o último juntamente com a última parcela do principal.

Garantias em Contratos

Cartas de Fiança

Até 31 de março de 2005, a Tractebel Energia havia entregado 5 cartas de fiança em garantia de suas

obrigações decorrentes de contratos diversos, garantias estas no valor total de R$ 47.300.900,60, dentre as

quais destacam-se:

(i) Carta de Fiança emitida em 14 de fevereiro de 2005 pelo Banco Safra S.A. em favor de Itasa, em garantia

às obrigações da Tractebel Energia decorrentes de contrato de compra e venda de energia elétrica, garantia

esta com vencimento final em 31 de dezembro de 2005; e

(ii) Carta de Fiança n.º 24090103, emitida em 1º de setembro de 2004 pelo Banco ABC Brasil S.A. em favor

do ONS, garantia esta com vencimento em 30 de julho de 2005. Esta carta de fiança foi emitida em garantia

às obrigações da Tractebel Energia decorrentes do Contrato de Uso do Sistema de Transmissão – CUST n.º

130, celebrado em 30 de setembro de 2002 e aditado em 03 de dezembro de 2003.

Contratos com Fornecedores

Contratos de Compra e Venda de Carvão Mineral

Em 1º de setembro de 2002, a Tractebel Energia celebrou o Contrato de Compra e Venda de Carvão Mineral

Tipo CE 4500 n.º DGT.00.3340 com o Consórcio Catarinense de Carvão Energético (“CCCE”), com anuência

da Eletrobrás e do Sindicato da Indústria da Extração de Carvão do Estado de Santa Catarina, com a

finalidade de regular o fornecimento pelas empresas mineradoras que constituem o CCCE, de carvão mineral

para abastecimento das usinas do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda. De acordo com o referido contrato e

seus 8 aditivos, datados de 30 de julho de 2002, 10 de fevereiro de 2003, 10 de abril de 2003, 23 de dezembro

160

de 2003, 27 de fevereiro de 2004, 13 de abril de 2004, 3 de maio de 2004 e 23 de dezembro de 2004, a

quantidade total de carvão mineral a ser fornecida pelo CCCE à Tractebel Energia, no período entre 1º de

janeiro de 2005 e 31 de dezembro de 2005, é de 2.400.000 toneladas, sendo que a quantidade de 200.000

toneladas mensais de carvão mineral deverão ser objeto de reembolso pela Eletrobrás, por meio da CCC e

CDE. A compra e venda de carvão mineral nos termos do contrato é efetuada em bases não exclusivas, sob

regime de preço unitário, correspondente a R$ 133,02 por tonelada e vigente pelo prazo de 12 meses a partir

de 1º de setembro de 2004, devendo ser objeto de reajuste nos termos do contrato após referida data. O

contrato tem prazo de validade até 31 de dezembro de 2005, podendo prorrogado ou renovado a critério das

partes, observadas as disposições do contrato.

Em 2 de setembro de 1999, a Gerasul (antiga denominação da Tractebel Energia) celebrou o Contrato de

Compra e Venda de Carvão Mineral Tipo CE 3100 com Obrigação de Fazer n.º 31191121 com a Copelmi

Mineração Ltda. (“Copelmi”), com anuência da Eletrobrás, com a finalidade de regular o fornecimento de

carvão mineral para abastecimento da UTE Charqueadas. De acordo com o referido contrato e seus 4 aditivos,

datados de 10 de fevereiro de 2003, 18 de dezembro de 2003, 8 de abril de 2004 e 23 de dezembro de 2004, a

quantidade total de carvão mineral a ser fornecida pela Copelmi à Tractebel Energia, no período entre 1º de

janeiro de 2005 e 31 de dezembro de 2005, é de 346.392 toneladas, sendo que a quantidade de 28.866

toneladas mensais de carvão mineral deverão ser objeto de reembolso pela Eletrobrás, por meio da CCC e

CDE. A compra e venda de carvão mineral nos termos do contrato é efetuada em bases não exclusivas, sob

regime de preço unitário, correspondente a R$ 62,56 por tonelada e vigente pelo prazo de 12 meses a partir de

1º de maio de 2004, devendo ser objeto de reajuste nos termos do contrato após referida data. Além do

fornecimento cabe à Copelmi, nos termos do contrato, a execução de todas as atividades de exploração,

beneficiamento, “blendagem”, estocagem, transporte, carregamento, descarregamento, manuseio e

disponibilização das quantidades mensais de carvão mineral nos silos de carvão da UTE Charqueadas,

mediante a utilização de áreas, instalações, equipamentos e sistemas operativos de propriedade da Tractebel

Energia, cedidos em comodato à Copelmi, bem como o transporte, descarregamento e espalhamento das

quantidades de cinza úmida não comercializada pela UTE Charqueadas nas suas cavas de mineração. O

contrato tem prazo de validade até 31 de dezembro de 2005, podendo prorrogado ou renovado a critério das

partes, observadas as disposições do contrato.

Contrato de Compra e Venda de Gás

A Tractebel Energia celebrou Contrato de Compra e Venda de Gás Natural n.º 020/2000, aditado em 09 de

abril de 2001, 30 de abril de 2002 e 02 de maio de 2002, com a MSGás em 10 de novembro de 2000, por

meio do qual a Tractebel Energia adquire gás natural da MSGás, o qual é em parte fornecido pela Petrobrás à

MSGás, conforme contrato de fornecimento de gás celebrado entre elas. De acordo com o contrato, a

quantidade de gás natural contratada pela Tractebel Energia é de (a) 830.000 m3 de gás natural por dia até 29

de abril de 2002, (b) 1.090.000 m3 por dia entre 30 de abril de 2002 e 31 de julho de 2002, e (c) 1.350.000 m3

de gás natural por dia a partir de 1º de agosto de 2002. O preço estabelecido na data de assinatura do contrato

é composto por 3 parcelas, sendo uma relativa ao fornecimento de gás, no valor equivalente a US$

161

1,425/MMBTU em moeda corrente nacional, outra relativa ao transporte do gás, no valor equivalente a US$

1,050/MMBTU em moeda corrente nacional e a terceira relativa à margem distribuidora, no valor equivalente

a US$ 0,16/MMBTU em moeda corrente nacional, reajustado anualmente. Além do preço do gás a ser

fornecido, o contrato prevê pagamentos fixos mensais pela Tractebel Energia em favor da MSGás da cota fixa

mensal de R$ 122.690,00 durante os cinco primeiros anos de vigência do contrato, para fins de recuperação

de investimentos e despesas relacionadas com o sistema de distribuição. Em garantia às obrigações assumidas

nos termos do contrato, foram outorgadas cartas de fiança bancária emitidas por instituição financeira de

primeira linha em favor da MSGás e da Petrobrás. O prazo de vigência do contrato de compra e venda de gás

natural é de 5 anos contados a partir de 15 de fevereiro de 2001, podendo ser prorrogado por 1 ano ou mais,

limitado a 5 anos, mediante acordo entre as partes.

Contratos de Compra e Venda de Óleo Diesel e Óleo Combustível

Em 1º de março de 2005, a Tractebel Energia e a Petrobrás Distribuidoras S.A. (“Petrobrás Distribuidora”)

celebraram o Contrato UTCH.NACH.05.25466, por meio do qual é regulado o fornecimento, pela Petrobrás

Distribuidora, de 1.440.000 kg de óleo combustível A2 e 20.000 litros de óleo diesel para abastecimento da

UTE Charqueadas, sendo que a quantidade mensal a ser fornecida é determinada pela necessidade e

solicitação da Tractebel Energia. De acordo com o contrato, a Tractebel Energia pagará à Petrobrás

Distribuidora o preço unitário de R$ 0,9283 por kg de óleo combustível e R$ 1,8093 por litro de óleo diesel,

sendo o valor total do contrato fixado em R$ 1.372.938,00, na data de sua assinatura. O contrato tem prazo de

24 meses contados de 1º de março de 2005, podendo ser prorrogado, a qualquer momento, à critério das

partes.

Em 1º de março de 2005, a Tractebel Energia e a Companhia Brasileira de Petróleo Ipiranga (“Cia. Ipiranga”)

celebraram o Contrato UTWA.NAJL.02.16986, por meio do qual é regulado o fornecimento, pela Cia.

Ipiranga, de 3.100.000 de litros de óleo diesel para abastecimento da UTE William Arjona, sendo que a

quantidade mensal a ser fornecida é determinada pela necessidade e solicitação da Tractebel Energia. De

acordo com o contrato, a Tractebel Energia pagará à Petrobrás Distribuidora o preço unitário de R$ 1,1820

por litro de óleo diesel, sendo o valor total do contrato fixado em R$ 3.664.200,00, na data de sua assinatura.

No referido preço unitário inclui-se o valor de 4 tanques de 30.000 litros para armazenamento de óleo diesel,

2 moto-bombas centrífuga horizontal, 1 extintor de pó químico P-50 e 4 extintores de pó químico P-13, os

quais passarão a pertencer à Tractebel Energia ao final do contrato, desde que o volume contratado seja

integralmente consumido. O contrato tem prazo de 12 meses contados de 1º de março de 2005, podendo ser

prorrogado por igual período a critério das partes.

Em 15 de dezembro de 2004, a Tractebel Energia e a Agricopel Comércio de Derivados de Petróleo Ltda.

(“Agricopel”) celebraram o Contrato DGT.NAJL.04.25157, por meio do qual é regulado o fornecimento, pela

Agricopel, de 2.400.000 kg de óleo combustível BPF A1 e 2.400.000 litros de óleo diesel para abastecimento

das usinas do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda, sendo que a quantidade mensal a ser fornecida é

determinada pela necessidade e solicitação da Tractebel Energia. De acordo com o contrato, a Tractebel

162

Energia pagará à Agricopel o preço unitário de R$ 0,6683 por kg de óleo combustível e R$ 1,2464 por litro de

óleo diesel, sendo o valor total do contrato fixado em R$ 4.595.280,00, na data de sua assinatura. O prazo de

vigência do contrato é de 1º de janeiro de 2005 a 31 de dezembro de 2005, podendo ser prorrogado por mais

um ano à critério das partes.

Contratos de Consórcio

Contrato de Constituição do Consórcio Machadinho

Em 15 de janeiro de 1997, a Tractebel Energia celebrou Contrato de Constituição do Consórcio Machadinho

n.º 20165004 com CELESC, CEEE, Alcoa Alumínio S.A., Camargo Corrêa Cimentos S.A., Companhia

Brasileira de Alumínio, Cimento Rio Branco S.A., Valesul Alumínio S.A. e Departamento Municipal de

Eletricidade de Poços de Caldas, para implantação e exploração do potencial energético da UHE Machadinho.

A Tractebel Energia é a consorciada líder do Consórcio Machadinho, com participação correspondente a

16,94% em 31 de março de 2005, que corresponde também à participação da Tractebel Energia na Energia

Assegurada da UHE Machadinho. A administração e a gestão do Consórcio Machadinho é realizada por um

comitê gestor formado por representantes de todas as consorciadas. De acordo com o contrato de constituição

do Consórcio Machadinho, a Tractebel Energia é responsável pela operação e manutenção da UHE

Machadinho.

Contrato de Constituição do Consórcio Itá

Em 29 de agosto de 1995, foi celebrado o Contrato de Constituição do Consórcio Itá entre a Tractebel Energia

e a Itasa, com participações correspondentes a 39,5% e 60,5%, respectivamente, para implantação e

exploração do potencial energético da UHE Itá. A administração e a gestão do Consórcio Itá é realizada por

um comitê gestor formado por um membro nomeado pela Tractebel Energia, três membros nomeados pela

Itasa e seus respectivos suplentes. A Tractebel Energia é a consorciada líder do Consórcio Itá, sendo também

responsável pela operação e manutenção da UHE Itá.

Contratos Comerciais

Contrato Compra e Venda de Ativos com a Enersul

Em 03 de dezembro de 1999, a Tractebel Energia e a Enersul celebraram o Contrato de Compra e Venda de

Ativos n.º 2119WA001, por meio do qual a Tractebel Energia adquiriu ativos e direitos decorrentes de

determinados contratos originalmente celebrados pela Enersul, dentre os quais destaca-se o Loan Agreement

celebrado entre a Enersul e o Deutsche Bank Aktiengesellschaft (“Deutsche Bank”) em 24 de setembro de

1998 (“Loan Agreement”), celebrado com o propósito de obter recursos para o financiamento de parte de uma

operação de importação contratada pela Enersul para aquisição de duas turbinas a gás. De acordo com o

Contrato de Compra e Venda de Ativos, a Tractebel Energia assumiu, entre outras obrigações, a dívida

163

contraída pela Enersul nos termos do Loan Agreement, no valor de FRF 102.595000,00 e US$ 1.680.396,00

de principal, além de US$ 52.829,68 a título de juros devidos e ainda não remetidos ao exterior pela Enersul e

US$ 262,25 a título de comissão de permanência. Sobre o principal devido nos termos do Loan Agreement

incide juros remuneratórios à taxa Libor acrescida da margem de 0,55% ao ano, sendo que o pagamento, pela

Tractebel Energia em favor do Deutsche Bank nos termos do referido contrato, é realizado em 20 parcelas

semestrais, iguais e consecutivas, vencendo-se a primeira no oitavo dia após a data de conclusão do projeto

objeto financiamento. Além do Contrato de Compra e Venda de Ativos, a Tractebel Energia e a Enersul

celebraram, na mesma data, o Contrato de Promessa de Pagamento, por meio do qual as partes regularam os

seus respectivos direitos e obrigações na operação de assunção da dívida perante o Deutsche Bank. Em 31 de

março de 2005, o saldo devedor da Tractebel Energia nos termos do Loan Agreement era de R$

25.611.478,19.

Contratos com Partes Relacionadas

Para informações sobre os contratos e negócios da Tractebel Energia com partes relacionadas, vide seção

“Operações e Negócios com Partes Relacionadas”.

Outros Contratos

(i) Contrato de Conexão celebrado em 20 de agosto de 1998 com a Eletrosul, nos termos da Lei n.º 9.648/98 e

do Decreto n.º 2.655/98, por meio do qual foi estabelecido que o acesso e o uso dos sistemas de transmissão

de energia elétrica são contratados separadamente da compra e venda de energia propriamente dita;

(ii) Contrato de Uso do Sistema de Transmissão celebrado em 1998 entre a Companhia e a Eletrosul nos

termos da Lei n.º 9.648/98 e do Decreto n.º 2.655/98, por meio do qual ficou garantido o uso da Rede Básica

para entrega de energia elétrica vendida por meio dos Contratos Iniciais. Vigente desde setembro de 1998, os

encargos decorrentes deste contrato são integralmente atribuídos às concessionárias de distribuição, conforme

o disposto na Resolução da ANEEL n.º 248, de 07 de agosto de 1998, não representando, portanto, ônus para

a Companhia;

Para atender os contratos de venda da energia elétrica liberada dos Contratos Iniciais e da energia elétrica

oriunda das usinas que entraram em operação comercial a partir de 01.01.2002, a Companhia celebrou, em

2002, contratos com o Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS, por meio dos quais a Companhia

assumiu 50% dos custos de transmissão, ficando os 50% restantes sob a responsabilidade das Distribuidoras.

Os custos referentes à estes contratos totalizaram, em 31 de março de 2004 e 2005, respectivamente, R$

23.180 e R$ 17.001.

164

(iii) Em 5 maio de 1998, a Companhia celebrou contrato com a CIEN, pelo prazo de 20 anos, a partir de 21 de

junho de 2000, para a compra de 300 MW de potência firme com energia associada, para ser disponibilizada

na subestação de Itá, da Eletrosul;

(iv) Em 19 de dezembro de 2003, a Companhia celebrou contrato com a GE Hyidro Inepar do Brasil S.A.,

com vigência de quatro anos, para a reforma geral das seis unidades geradoras da UHE Salto Osório;

(vi) Em 04 de junho de 2004, a Tractebel Energia celebrou Contrato de Transferência de Participação em

Empreendimento, por meio do qual transferiu, à Eleja, 33,33% do Projeto Jacuí. Além disso, a Tractebel

Energia e a Eleja outorgaram-se, reciprocamente, nos termos e condições deste contrato, opções de venda e

compra da participação remanescente da Tractebel Energia no Projeto Jacuí. A eficácia deste contrato está

sujeita a uma condição resolutiva, qual seja a autorização da ANEEL para a transferência da autorização de

Jacuí, da Tractebel Energia para a Eleja. Concomitantemente à celebração deste contrato, a Tractebel Energia

e a Eleja celebraram o Contrato de Constituição de Consórcio, por meio do qual a Tractebel Energia se

obrigou a disponibilizar à Eleja sua experiência no desenvolvimento, implantação, operação e exploração

comercial de empreendimentos similares ao Projeto Jacuí. Este consórcio não tem caráter operacional e não se

reveste de qualquer tipo de obrigação perante terceiros.

Estratégias da Companhia

A Companhia confirmou em 2004 algumas posições que efetivam o seu compromisso de fornecer energia

com qualidade e eficiência, dentro das diretrizes do conceito de desenvolvimento sustentável. Com isso, a

Companhia define seu perfil de atuação no mercado, que tem como principal estratégia a identificação e

administração dos impactos de seus empreendimentos, permitindo a realização de melhorias operacionais e

aumento constante na qualidade dos serviços prestados associados à gestão e minimização dos custos

ambientais.

No Brasil, a demanda de energia elétrica cresce em torno de 5% a 6% ao ano, sendo constatada, portanto, a

necessidade de investimentos na expansão do parque gerador brasileiro. Nesse sentido, a Companhia reafirma

seu posicionamento competitivo no mercado brasileiro de energia elétrica, expresso por meio da sua presença

em novas áreas de negócio, como a co-geração e os serviços de consultoria diversos, aproveitando sua

experiência como operadora de plantas com diferentes portes, características e combustíveis.

Tanto o processo de expansão quanto à inserção em novos mercados estratégicos estão amparados na

estrutura organizacional e financeira do Grupo Suez, e na experiência de seus administradores.

165

Nos próximos anos, a Companhia pretende desenvolver um conjunto de obras substanciais para preservar a

qualidade de seus serviços e ampliar sua capacidade instalada, consolidando e ampliando sua atuação no

mercado setorial.

Como principal estratégia de atuação, a meta objetivada pela Companhia é o aumento da participação dos

Consumidores Industriais na sua carteira de contratos. Para tanto, a Companhia mantém o compromisso para

com seus clientes e adota uma política de fidelização que, entre outras opções, possibilita a adequação da

compra de energia ao processo produtivo de cada consumidor, mediante a celebração de contratos flexíveis.

166

PENDÊNCIAS JUDICIAIS E ADMINISTRATIVAS

Pendências Judiciais

A Tractebel Energia tem ações de natureza cível, trabalhista e fiscal em andamento, porém são ações

pulverizadas e nenhuma, isoladamente, envolve montante relevante. Todas as contingências envolvendo a

Tractebel Energia são registradas em um sistema próprio da Emissora e passam por uma análise para

classificação do risco de ganho ou perda da causa. A classificação de risco de perda de cada causa pode ser

provável, possível ou remota. As ações classificadas como sendo de risco provável são automaticamente

contabilizadas e provisionadas. Todas as ações são constantemente monitoradas e reavaliadas, sendo possível

a reclassificação do risco.

As tabelas abaixo indicam, por objeto das ações, as provisões e os depósitos judiciais mantidos pela Tractebel

Energia em 2003 e 2004 e em 31 de março de 2004 e 2005:

31 de dezembro de 2004



Provisão DepósitosJudiciais Provisão

DepósitosJudiciais Provisão

DepósitosJudiciais

Trabalhistas Vínculo empregatício e reintegração 19.182 11.824 18.642 12.405 17.658 13.723Periculosidade 974 491 904 388 862 516Jornada de advogado e horas extras 698 281 1.291 274 1.322 340Equiparação salarial e enquadramento funcional 689 179 852 293 - -Horas in itinere 820 190 1.478 188 1.313 86Outras 2.062 2.408 2.278 2.141 2.805 2.086Total 24.425 15.373 25.445 15.689 23.960 16.751

CíveisFornecedores 11.008 - 25.734 - 26.916 -Atingidos pela UHE Itá 1.720 - 7.327 - 11.514 -Dados emergentes e lucros cessantes 967 - 1.649 - 2.563 -Doença ocupacional e acidente do trabalho 18.419 - 18.160 - 8.733 -Encargos CCC/CDE 17.872 - - - - -Cessão de Créditos (AES Sul) 2.140 - - - - -Outras 2.436 - 1.648 - 1.291 -Total 54.562 - 54.518 - 51.017 -

FiscaisContribuição Social 11.066 5.034 9.540 4.477 16.359 3.584INSS 18.366 5.641 6.983 3.029 50.678 -Total 29.432 10.675 16.523 7.506 8.865 4.191

Total 108.419 26.048 96.486 23.195 75.902 7.775

167

31 de março de 2004 31 de março de 2005 Provisão Depósitos

judiciaisProvisão Depósitos

judiciaisTrabalhistas Vínculo empregatício e reintegração 19.044 11.388 19.647 12.190Periculosidade 937 399 1.000 512Horas extras 1.325 315 718 300Equiparação salarial e enquadramento funcional 873 193 710 182Horas in itinere 1.514 181 841 193Outras 2.341 2.165 2.124 2.707

26.034 14.641 25.040 16.084CíveisFornecedores 26.756 - 31.590 -Atingidos pela UHE Itá 7.206 - 1.868 -Danos emergentes e lucros cessantes 1.721 - 1.374 477Doença ocupacional e acidente do trabalho 18.262 - 19.938 -Outras 1.677 - 2.476 -

55.622 - 57.246 477FiscaisContribuição Social 9.889 4.606 11.595 5.942INSS - - 19.075 5.641Imposto de renda 7.071 5.641 - 2.134PIS/CONFINS - - - 1.415Total 16.960 10.247 30.670 15.132Total 98.616 24.888 112.956 31.693

Além das ações classificadas como de risco provável de perda, há outras ações que, na avaliação dos

consultores jurídicos da Tractebel Energia, não apresentam risco aparente e, por isso, não são reconhecidos

nas demonstrações financeiras e provisionados. Os montantes envolvidos em tais ações estão discriminados

na tabela abaixo:

31 de dezembro de 2004 31 de dezembro de 2003 31 de dezembro de 2002 Risco

PossívelRisco

Remoto Total Risco

PossívelRisco

Remoto Total Risco

PossívelRisco

Remoto Total

Trabalhistas 9.261 11.269 20.530 7.215 9.568 16.783 4.039 7.108 11.147Cíveis 3.618 16.352 19.970 10.482 1.468 11.950 8.145 - 8.145Total 12.879 27.621 40.500 17.697 11.036 28.733 12.184 7.108 19.292

31 de março de 2005 31 de março de 2004 Risco Possível Risco Remoto Total Risco Possível Risco Remoto Total

Trabalhistas 9.539 12.283 21.822 7.418 10.391 17.809Cíveis 5.288 17.000 22.288 11.048 1.529 12.577Total 14.827 29.283 44.110 18.466 11.920 30.386

Dentre as ações judiciais movidas contra a Tractebel Energia, merecem destaque em virtude do montante

envolvido:

1) Ação popular movida por Paulo Esio Santana Junior, em trâmite perante a 4ª Vara Federal da Seção

Judiciária de Florianópolis, Estado de Santa Catarina, questionando a legitimidade dos diretores da CELESC

para a assinatura do Contrato de Venda de Energia n.º TCE 006/2002 bem como do Segundo Termo Aditivo

ao referido contrato. O autor requer a declaração de ilegalidade dos referidos instrumentos, sob o argumento

de que não teriam sido observadas as disposições legais relativas à licitação. Em 31 de março de 2005, o valor

envolvido nesta ação alcançava o montante de R$ 13,6 milhões.

168

2) Ação movida pela CIEN, em trâmite perante a 2ª Vara Cível da Comarca de Florianópolis, Estado de Santa

Catarina, questionando o reajuste de contrato firmado com a Tratecbel Energia, bem como sua rescisão. Em

31 de março de 2005, o valor envolvido nesta ação correspondia a R$ 9,7 milhões.

3) Ações cíveis relacionadas a acidente do trabalho e doença ocupacional (Lesões por Esforços Repetitivos -

LER e perda da capacidade auditiva), cujo montante total envolvido totalizava, em 31 de março de 2005, R$

9.838.013,94. Conforme a análise dos advogados da Companhia responsáveis pelo acompanhamento de

referidas ações, é classificado como provável o risco de perda de todas elas.

4) Ação em trâmite perante a 2ª Vara Cível da Comarca de Erechim, Estado do Rio Grande do Sul, cujo

objeto é o reassentamento individual, relacionado à UHE Itá, em valor correspondente a, em 31 de março de

2005, R$ 67.000,00 para cada autor, totalizando o montante da ordem de R$ 1.273.000,00. Segundo a análise

dos advogados da Companhia responsáveis pelo acompanhamento de referida ação, é classificado como

possível o risco de perda dessa ação.

5) Ação movida por Comercial de Suínos Santa Rosa, em trâmite perante a 5ª Vara Federal da Seção

Judiciária Curitiba, Estado do Paraná, objetivando indenização no valor de R$ 1.176.181,12 em 31 de março

de 2005, por danos causados em propriedade ribeirinha ao reservatório da UHE Salto Santiago. Segundo a

análise dos advogados da Companhia responsáveis pelo acompanhamento de referida ação, é classificado

como provável o risco de perda dessa ação.

6) Ação civil pública movida pelo Ministério Público Federal de Santa Catarina, em trâmite perante a Vara

Única Federal da Seção Judiciária de Tubarão, visando a reparação por danos ambientais causados pela

poluição emanada da UTE Jorge Lacerda. Por se tratar de direitos difusos e de difícil valoração, não é

possível à Companhia avaliar o valor envolvido na ação.

7) Ação de cobrança movida por Esteio Engenharia e Aerolevantamento, em trâmite perante a 4ª Vara Cível

da Comarca de Florianópolis, requerendo o reajuste no contrato de levantamento aerofotogramétrico das áreas

atingidas pelo reservatório da UHE Itá. Em 31 de março de 2005, o valor envolvido nesta ação era de R$

589.998,51, sendo o risco de perda classificado como provável.

8) Ação movida por ELC – Electroconsult SPA de Milão, em trâmite perante a 1ª Vara Cível de Florianópolis,

objetivando a cobrança de valor relativo ao contrato de prestação de serviços de consultoria destinados à

Usina Termoelétrica Sotelca. Em 31 de março de 2005, o valor envolvido nesta ação totalizava R$

1.121.851,12, sendo o risco de perda classificado como provável.

Pendências Administrativas

Não havia, em 31 de março de 2004, qualquer pendência administrativa envolvendo a Tractebel Energia.

169

ADMINISTRAÇÃO

A Tractebel Energia é administrada por um Conselho de Administração composto por até 7 membros, e uma

Diretoria formada por até 7 diretores.

Além do Conselho de Administração e da Diretoria, a Tractebel Energia possui Conselho Fiscal e um Comitê

Estratégico. O Conselho Fiscal é composto por até 5 membros e não tem funcionamento permanente. O

Comitê Estratégico é formado por até 7 membros, acionistas ou não, eleitos pelo Conselho de Administração,

que tem como função opinar e aconselhar o Conselho de Administração e a Diretoria nos assuntos que lhe

sejam submetidos.

Conselho de Administração

O Conselho de Administração da Tractebel Energia é composto por 7 membros efetivos, eleitos pelos

acionistas da Tractebel Energia reunidos em assembléia geral. Um dos membros do Conselho de

Administração é indicado pelos empregados da Tractebel Energia e eleito nos termos do Edital de

Privatização da Gerasul (antiga denominação da Tractebel Energia), de n.º PND-0001/98/Gerasul.

O prazo de mandato dos membros do Conselho de Administração é de 3 anos, sendo permitida a reeleição.

O Conselho de Administração se reúne, de forma ordinária, trimestralmente e, extraordinariamente, sempre

que o interesse da Companhia exigir, mediante convocação pelo presidente do Conselho de Administração ou

por membros que representem, no mínimo, 1/3 dos seus membros. As obrigações do Conselho de

Administração incluem, entre outras, fixar a orientação geral dos negócios da Companhia, eleger e destituir os

diretores e fixar-lhes as atribuições e fiscalizar a gestão dos diretores.

Os atuais membros do Conselho de Administração, eleitos em Assembléia Geral Ordinária dos acionistas da

Tractebel Energia realizada em 12 de abril de 2004, com mandato para o triênio 2004-2007, são:

Nome Cargo Data da Posse Prazo de Mandato Maurício Stoller Bähr Presidente 12.04.2004 12.04.2007 Jan Franciscus Maria Flachet Vice-Presidente 12.04.2004 12.04.2007 Manoel Arlindo Zaroni Torres Conselheiro 12.04.2004 12.04.2007 Victor Frank de Paula Rosa Paranhos Conselheiro 12.04.2004 12.04.2007 Dirk Beeuwsaert Conselheiro 12.04.2004 12.04.2007 Nicolas Alain Marie Tissot Conselheiro 12.04.2004 12.04.2007 Luiz Antônio Barbosa Conselheiro 12.04.2004 12.04.2007

Diretoria

Em 31 de março de 2005, a Diretoria da Tractebel Energia era composta por 6 membros. Os Diretores são

eleitos pelo Conselho de Administração, com mandato de 3 (três) anos, sendo permitida a reeleição.

170

A Diretoria reúne-se por convocação do diretor presidente ou por 2 (dois) diretores, ficando dispensada a

convocação na hipótese de comparecerem todos os seus membros. As reuniões devem ocorrer pelo menos

uma vez por mês e, extraordinariamente, mediante convocação, sempre que o interesse da Companhia exigir.

Compete à diretoria a direção geral e a representação da Tractebel Energia, observado o disposto no Estatuto

Social da Tractebel Energia e as diretrizes e atribuições fixadas pelo Conselho de Administração.

A Composição da Diretoria da Tractebel Energia, em 31 de março de 2005, era a seguinte:

Nome Cargo Data da Posse Prazo de Mandato

Manoel Arlindo Zaroni Torres Diretor Presidente 30.04.2004 30.04.2007

Marco Antonio Amaral Sureck Diretor de Planejamento e Controle 30.04.2004 30.04.2007 José Carlos Cauduro Minuzzo Diretor de Produção de Energia 30.04.2004 30.04.2007 Marc Jacques Zelie Verstraete Diretor Financeiro e de Relações com Investidores 30.04.2004 30.04.2007 Miroel Makiolke Wolowski Diretor de Comercialização e Negócios

Diretor de Implantação de Projetos 30.04.2004 30.04.2007

Luciano Flávio Andriani Diretor Administrativo 30.04.2004 30.04.2007

Conselho Fiscal

O Conselho Fiscal da Tractebel Energia não tem funcionamento permanente, sendo instalado a pedido dos

acionistas. É composto por 3 membros, um deles indicado pelos acionistas minoritários da Tractebel Energia.

O Conselho Fiscal se reúne trimestralmente para analisar e aprovar as demonstrações financeiras anuais e as

contas trimestrais da Tractebel Energia. O Conselho Fiscal estava instalado em 31 de março de 2005 e tinha a

seguinte composição:

Nome Cargo Data da Posse Prazo de Mandato

Newton de Lima Azevedo Junior Conselheiro Presidente 12.04.2004 07.04.2005 Carla Carvalho de Carvalho Conselheira Secretária 12.04.2004 07.04.2005 Manoel Eduardo Lima Lopes Conselheiro 12.04.2004 07.04.2005 Luiz Eduardo Simões Viana Suplente 12.04.2004 07.04.2005 Flávio Marques Lisboa Campos Suplente 12.04.2004 07.04.2005 Ailton Pinto Siqueira Suplente 12.04.2004 07.04.2005

Comitê Estratégico

O Comitê Estratégico é composto por até 7 (sete) membros, acionistas ou não, residentes ou não no País,

podendo ser administradores da Tractebel Energia. Os membros do Comitê Estratégico são eleitos pelo

Conselho de Administração da Tractebel Energia. O Comitê Estratégico é um órgão consultivo da

administração e tem como funções opinar e aconselhar o Conselho de Administração da Tractebel Energia

nos assuntos que lhe sejam submetidos. Os membros do Comitê Estratégico são eleitos por prazo de mandato

indeterminado e seu funcionamento é regido pelo regulamento interno da Tractebel Energia.

171

A tabela abaixo indica os membros do Comitê Estratégico em 31 de março de 2005:

Nome Data da Posse

Nicolas Alain Marie Tissot 28.05.2004 Manuel Colcombet 18.01.2001 Maurício Stolle Bähr 25.06.1999 Jan Franciscus Maria Flachet 25.04.2003 Victor Frank de Paula Rosa Paranhos 25.06.1999 Dirk Beeuwsaert 15.03.2001

Informações Biográficas dos Administradores da Tractebel Energia

A seguir, encontram-se as informações biográficas dos atuais membros do Conselho de Administração e

Diretoria da Companhia.

Membros do Conselho de Administração

Maurício Stoller Bähr. O Sr. Maurício Stole Bähr é engenheiro mecânico formado pela Universidade Gama

Filho, no Rio de Janeiro, e analista de sistemas formado pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de

Janeiro. Possui Master of Business Administration - MBA pela Universidade Federal do Rio de Janeiro e em

Corporate Finance pela Berkeley University (EUA). Foi diretor financeiro da Serra da Mesa Energia S.A. no

ano de 1997, diretor financeiro da Nacional Energética S.A. entre os anos de 1994 e 1997 e membro do

Conselho de Administração da Iven S.A. de 1996 a 1997. Atualmente é presidente do Conselho de

Administração da Tractebel Energia, diretor presidente da Tractebel Brasil Ltda. e representante geral da Suez

Tractebel no Brasil. Endereço comercial: Avenida Almirante Barroso, n.º 52, sala 1.401, Rio de Janeiro – RJ.

Jan Franciscus Maria Flachet. O Sr. Jan Franciscus Maria Flachet é engenheiro eletromecânico formado pela

Universidade Católica de Louvain, em 1979. É mestre em administração de empresas pelo Instituto de

Administração e Gestão da UCL e participou do CEDEP, General Management Program associado ao

INSEAD, em Fontainebleau. Desenvolveu diversas atividades nas áreas de operação e desenvolvimento nas

empresas do grupo Tractebel, tendo iniciado sua carreira em 1979 na Unerg como chefe do departamento de

operações, em Brabant. De 1990 à 1996, trabalhou na Electrabel como gerente geral de distribuição de

energia elétrica para os municípios flamengos dos arredores de Bruxelas. Em 1996 assumiu o cargo de

gerente geral da Litoral Gas, na Argentina e em 1999 passou a exercer o cargo de vice-presidente sênior de

Operações de Distribuição e Comércio na Tractebel EGI. Em 2001 assumiu o cargo de Vice Presidente

Executivo para Desenvolvimento de Negócios na América do Sul. Atualmente é vice-presidente do Conselho

de Administração da tractebel Energia e gerente regional do grupo Tractebel na América do Sul. Endereço

comercial: Rua Esteves Júnior, n.º 50, 9º andar, Florianópolis – SC.

Manoel Arlindo Zaroni Torres. O Sr. Manoel Arlindo Zaroni Torres é engenheiro eletricista formado pela

Escola Federal de Engenharia de Itajubá. Participou do CEDEP, General Management Program associado ao

INSEAD, em Fontainebleau. Foi chefe da Divisão de Transmissão de Ivaiporã em Furnas, sendo responsável

pelo Departamento de Produção do Paraná e, posteriormente, Superintendente de Produção Sul. A partir de

172

1992 atuou como Superintendente de Operação no Sistema de Furnas, sendo responsável pelas atividades

relacionadas a comercialização de energia. Foi representante de Furnas no GCOI - Grupo Coordenador para

Operação Interligada, na Comissão Mista de Operação da Usina de Itaipu e no COESE - Comitê de Operação

das Empresas do Sistema Eletrobrás, como coordenador do Subcomitê de Operação. Atualmente é membro

do Conselho de Administração e Diretor Presidente da Tractebel Energia. Endereço comercial: Rua Antônio

Dib Mussi, n.º 366, Florianópolis – SC.

Victor Frank de Paula Rosa Paranhos. O Sr. Victor Frank de Paula Rosa Paranhos é Engenheiro Mecânico

formado pela Universidade Católica de Petrópolis, Economista pelo Instituto Metodista Bennett e Atuário

pela Sociedade Universitária Augusto Motta -SUAM. Foi Engenheiro residente na Sociedade Técnica de

Engenharia e Representação –STER, diretor da Corretora de Títulos e Valores Mobiliários Paulo

Williansems, diretor superintendente do Fundo de Pensão do Montreal Bank, do Banco Nacional, e Presidente

da Nacional Energética S.A. (responsável pela construção da UHE Serra da Mesa). Exerceu o cargo de

Diretor Presidente da CEM, companhia responsável pela construção da UHE Cana Brava até junho de 2002.

É atualmente membro do Conselho de Administração da Tractebel Energia. Endereço comercial: Avenida

Almirante Barroso, n.º 52, sala 1.401, Rio de Janeiro – RJ.

Dirk Beeuwsaert. O Sr. Dirk Beeuwsaert é Engenheiro Mecânico e Eletricista formado pela Universidade de

Gent. Participou do Programa de Gerenciamento –CEDEP, em Fontainebleau, França. Foi membro da

Diretoria Executiva da Tractebel Societè Anonyme, membro do Comitê Estratégico da Electrabel Societè

Anonyme, membro do Conselho de Administração e Presidente da Tractebel Inc., membro do Conselho de

Administração da Tractebel North América, diretor da Thai Cogeneration Co., Nong Khae Cogeneration Co.

e da Samutprakarn Cogeneration Co. Foi membro do Conselho da Vlerick Management School Leuven-Gent,

membro do Conselho de Consultores da University of Gent e membro do Conselho da Faculty of Applied

Sciences. É atualmente Presidente da Tractebel Electricity & Gas International e membro do Conselho de

Administração da Tractebel Energia. Endereço comercial: Place du Trône, 1 – B 1000, Bruxelas, Bélgica.

Nicolas Alain Marie Tissot. O Sr. Nicolas Alain Marie Tissot é economista formado pela High Commercial

School. Entre os anos de 1995 e 1999 trabalhou como auditor e consultor sênior do Ministério da Economia,

Finanças e Indústria da França. Começou a trabalhar no Grupo Suez em junho de 1999, sendo que entre junho

de 2000 e agosto de 2003 gerenciou o departamento de controle dos negócios. Em setembro de 2003 passou a

atuar como Diretor Financeiro da Tractebel Electricity & Gás International. Atualmente é, também, membro

do Conselho de Administração da Tractebel Energia. Endereço comercial: Place du Trône, 1 – B 1000,

Bruxelas, Bélgica.

Luiz Antônio Barbosa. O Sr. Luiz Antônio Barbosa é técnico de manutenção de usinas e membro do

Conselho de Administração da Tractebel Energia eleito pelos seus funcionários. Foi diretor da Associação dos

Empregados da Eletrosul, delegado na Associação dos Profissionais da Eletrosul e Diretor Financeiro do

Sindicato dos Eletricitários do Sul do Estado de Santa Catarina – SINTRESC desde 1993. Endereço

comercial: Rua Prudente de Morais, n.º 370, Tubarão – SC.

173

Membros da Diretoria

Manoel Arlindo Zaroni Torres. Para informações biográficas do Sr. Manoel Arlindo Zaroni Torres, vide

subitem “Membros do Conselho de Administração” desta seção “Administração”.

Marco Antonio Amaral Sureck. O Sr. Marco Antonio Amaral Sureck é Engenheiro Eletricista formado pela

Universidade Federal do Paraná, mestre em Engenharia de Produção pela Universidade Federal de SC –

UFSC e especialista em Planejamento da Expansão e da Operação de Sistemas Elétricos pela University of

Waterloo - Canadá. Trabalhou na Eletrosul de 1982 a 1997, exercendo as funções de Engenheiro de

Planejamento Energético e foi gerente da Divisão de Planejamento Energético e do Departamento de

Planejamento de Geração, Transmissão e Telecomunicações. Na Gerasul trabalhou de 1998 a 2002 como

gerente da área de Planejamento da Operação e Comercialização de Energia. Participou em processos

licitatórios (UHE Itá, UHE Machadinho e interligação com a Argentina), na reestruturação do setor elétrico,

do Grupo Coordenador do Planejamento da Expansão - GCPS e foi representante no Comitê Técnico do MAE

no estabelecimento das regras de mercado. Atualmente é Diretor de Planejamento e Controle da Tractebel

Energia. Endereço comercial: Rua Antônio Dib Mussi, n.º 366, Florianópolis – SC.

José Carlos Cauduro Minuzzo. O Sr. José Carlos Cauduro Minuzzo é Engenheiro Mecânico formado pela

Pontifícia Universidade Católica do Rio Grande do Sul. Iniciou sua carreira profissional na Eletrosul em

1976, tendo desempenhado atividades na área de Geração Térmica no Complexo Termelétrico Jorge Lacerda.

Realizou estágios nas fábricas de turbinas a vapor da Ansaldo e Skoda, em 1984 e na fábrica da Nei Parsons,

em 1987. Participou do grupo de manutenção do Instituto Brasileiro de Petróleo – IBP, de 1981 a 1987 e do

grupo de manutenção de térmicas do GCOI de 1986 a 1998, sendo o coordenador do grupo de 1994 a 1998.

Gerenciou a Divisão de Engenharia e Manutenção de Térmicas até 1997 e, posteriormente, o Departamento

de Geração Térmica até junho de 1999. Atualmente é Diretor de Produção de Energia da Tractebel Energia.

Endereço comercial: Rua Antônio Dib Mussi, n.º 366, Florianópolis – SC.

Marc Jacques Zelie Verstraete. O Sr. Marc Jacques Zelie Verstraete é formado em Economia e Ciências

Econômicas Aplicadas pela Catholic University of Louvain e Engenheiro Comercial pela Catholic University

of Louvain. É mestre em Gestão de Negócios pela International University of America. Foi assistente

Financeiro no ING Bank – Bélgica e Consultor Financeiro Sênior da Suez Tractebel Sociètè Anonyme

(Bélgica). Atualmente é Diretor Financeiro e de Relações com Investidores da Tractebel Energia. Endereço

comercial: Rua Antônio Dib Mussi, n.º 366, Florianópolis – SC.

Miroel Makiolke Wolowski. O Sr. Miroel Makiolke Wolowski é Engenheiro Eletricista formado pela

Universidade Federal de Santa Catarina – UFSC e Administrador de Empresas pela Escola de Administração

de Santa Catarina – ESAG. Possui pós-graduação em Administração Pública pela ESAG. Foi engenheiro

projetista na Ericsson do Brasil e gerente de produção na Intelbrás. Na Eletrosul atuou como engenheiro,

trabalhando na área de aquisições de usinas e grandes equipamentos, elaborando, inclusive, os editais da UTE

174

Jacuí e UTE Corumbá. Na Gerasul trabalhou até dezembro de 2000, na área de Desenvolvimento de

Negócios. Atualmente é Diretor de Comercialização e Negócios e Diretor de Implantação de Projetos da

Tractebel Energia. Endereço comercial: Rua Antônio Dib Mussi, n.º 366, Florianópolis – SC.

Luciano Flávio Andriani. O Sr. Luciano Flávio Andriani é administrador de empresas formado pela

Universidade Federal de Santa Catarina – UFSC e pós-graduando em Gestão do Desenvolvimento e

Cooperação Internacional pela Universidade Moderna de Lisboa. Na Eletrosul, foi Analista de Organização e

Métodos, gerente do Departamento de Patrimônio, Documentação, Transporte e Serviços e gerente do

Departamento de Recursos Humanos. Posteriormente foi gerente de Recursos Humanos e Informática da

Gerasul. Atualmente é Diretor Administrativo da Tractebel Energia. Endereço comercial: Rua Antônio Dib

Mussi, n.º 366, Florianópolis – SC.

Membros do Conselho Fiscal

Newton de Lima Azevedo Júnior. O Sr. Newton de Lima Azevedo Júnior é Engenheiro Civil formado pela

Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, em 1972. Trabalhou na Themag Engenharia de 1972 a

1991, exercendo a função de Diretor Geral do Projeto de Itaipu de 1978 a 1991. Entre os anos de 1992 e 1999,

foi Diretor Presidente da Estudos Técnicos e Projetos ETEP Ltda e Diretor da ABCE – Associação Brasileira

dos Consultores de Engenharia. De 1999 a 2002 foi Diretor Presidente da Lyonnaise dês Eaux do Brasil.

Entre 2001 e 2003 foi Diretor Presidente da Águas do Amazonas (concessão privada de água e esgoto da

cidade de Manaus). Atualmente é Diretor Presidente da Degrémont Brasil, Vice Presidente para Degrémont

América do Sul e Vice Presidente da ABDIB, sendo responsável pela área de saneamento. É membro titular

do Conselho Fiscal da Tractebel Energia. Endereço comercial: Avenida Nove de Julho, n.º 4.865, 8º andar,

São Paulo – SP.

Carla Carvalho de Carvalho. A Sra. Carla Carvalho de Carvalho é Bacharel em Direito pela Universidade

Federal Fluminense – UFF e pós-graduanda em Direito Tributário pela Universidade Estácio de Sá. Possui

MBA Executivo pela COPPEAD-UFRJ e pós-graduação em Direito Civil pela Escola Superior de Advocacia,

ligada à Ordem dos Advogados do Brasil, Seccional do Rio de Janeiro. Trabalhou no Banco Nacional de abril

1991 a maio 1995 exercendo a função de Advogada Sênior. Entre maio de 1995 e abril 1996 trabalhou no

Banco Boavista na função de Gerente Tributária. Em 1997 foi Consultora Jurídica da empresa Serra da Mesa

Energia S.A., onde permaneceu até fevereiro de 1998. A partir de fevereiro de 1998 assumiu a função de

Coordenadora Jurídica da Tractebel Brasil Ltda, onde está atualmente. É membro titular do Conselho Fiscal

da Tractebel Energia. Endereço comercial: Avenida Almirante Barroso, n.º 52, sala 1.401, parte, Rio de

Janeiro – RJ.

Manoel Eduardo Lima Lopes. O Sr. Manoel Eduardo Lima Lopes é Bacharel em Ciências Contábeis e Direito

pela Universidade do Estado do Rio de Janeiro. Trabalhou no Banco do Estado do Rio de Janeiro S.A.–

BANERJ de 1979 a 1981, exercendo a função de Auditor Geral e de 1981 a 1990, e Superintendente de

Controle. Entre os anos de 1990 e 1996, exerceu a função de Consultor do Banco Clássico S.A., tendo sido

175

nomeado a Diretor para o período de 1996 a 1998. Em 1998 assumiu a Gerência de Controle da IRB – Brasil

Resseguros S.A., onde permaneceu até o ano de 2001. Atualmente é Diretor do Banco Clássico S.A. e

funcionário Aposentado do Banco do Estado do Rio de Janeiro S.A. – BANERJ. É membro titular do

Conselho Fiscal da Tractebel Energia. Endereço comercial: Avenida Presidente Vargas, n.º 463, 13º andar,

Rio de Janeiro – RJ.

Remuneração Global dos Administradores da Tractebel Energia

A verba global e anual destinada ao pagamento da remuneração dos membros do Conselho de Administração

e da Diretoria da Tractebel Energia, no exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2003, totalizou R$

7,5 milhões.

Para o exercício social encerrado em 31 de dezembro de 2004, a verba global e anual destinada ao pagamento

da remuneração dos membros do Conselho de Administração e da Diretoria da Tractebel Energia foi fixada

em R$ 8,0 milhões, cabendo adicionalmente à Tractebel Energia, quando for o caso, as despesas de INSS,

FGTS, seguro saúde, previdência privada, assistência médica e habitação.

Para o exercício social de 2005, a Assembléia Geral Ordinária da Tractebel Energia realizada em 7 de abril de

2005 fixou a verba global e anual a ser destinada ao pagamento da remuneração dos membros do Conselho de

Administração e da Diretoria da Tractebel Energia em R$ 8,8 milhões, cabendo adicionalmente à Tractebel

Energia, quando for o caso, as despesas relativas ao INSS, FGTS, seguro saúde, previdência privada,

assistência médica e habitação.

Informações sobre o Relacionamento da Tractebel Energia com seus Administradores

Em 31 de março de 2005, não existiam contratos de qualquer natureza ou outras obrigações relevantes entre a

Tractebel Energia e os membros da Diretoria e do Conselho de Administração, os quais não detinham, na

referida data, participação direta ou indireta no capital social da Tractebel Energia superior a 1%. Para

maiores informações, vide item “Composição do Capital Social “, na seção “Capital Social, Dividendos e

Acionistas” deste Prospecto.

Plano de Opção de Compra de Ações

Não havia, em 31 de março de 2005, plano de opção de compra de ações para os empregados e membros da

administração da Tractebel Energia.

176

CAPITAL SOCIAL, DIVIDENDOS E ACIONISTAS

Composição do Capital Social

O capital social da Tractebel Energia, em 31 de março de 2005, era de R$ 2.445.766 mil, totalmente

integralizado e dividido em 652.742.193.511 ações, todas nominativas e sem valor nominal, sendo

464.052.075.236 ações ordinárias, 75.069.876 ações preferenciais classe A e 188.615.048.399 ações

preferenciais classe B, todas sem valor nominal.

O capital autorizado da Tractebel Energia é de até R$ 5.000.000 mil, podendo seu capital social ser

aumentado até o referido valor independentemente de reforma estatutária, mediante deliberação de seu

Conselho de Administração.

O quadro acionário da Tractebel Energia, em 31 de março de 2005, apresentava-se da seguinte forma:

AÇÕES

ORDINÁRIAS

(*) PN A (*) PN B (*) TOTAL (*) Tractebel EGI South America Ltda. 80,40% 31,82% 73,16% 78,30%Banco Clássico S.A. 10,51% - 8,75% 10,00%BNDES Participações S.A.-BNDESPAR 3,66% - 10,43% 5,62%União Federal 2,68% - - 1,90%Banco Nordeste do Brasil S.A. 0,53% - - 0,38%Caixa de Previdência dos Funcionários do Banco do Brasil 0,52% - - 0,37%Outros 1,70% 68,18% 7,66% 3,43%

(*) percentual sobre o capital social total da Tractebel Energia

Ações da Tractebel Energia direta ou indiretamente detidas pelos Administradores

Em 31 de março de 2005, não havia participação relevante direta ou indireta detida por quaisquer

administradores da Tractebel Energia em seu capital social.

Ações

O capital social da Tractebel Energia é dividido em ações ordinárias e ações preferenciais de duas classes.

As ações ordinárias conferem a seus titulares o direito a um voto por ação. As ações preferenciais não dão

direito a voto a seus respectivos titulares.

As ações preferenciais nominativas da classe A têm prioridade na distribuição de dividendos, calculados à

razão de 8% do capital próprio a essa espécie e classe de ações, ou à razão de 3% do valor do patrimônio

líquido da Tractebel Energia correspondente a essa espécie e classe de ações, o que for maior.

177

As ações preferenciais nominativas da classe B também gozam de prioridade na distribuição de dividendos,

calculados à razão de 6% do capital próprio a essa espécie e classe de ações, ou à razão de 3% do valor do

patrimônio líquido da Tractebel Energia correspondente a essa espécie e classe de ações, o que for maior.

Depois de assegurado o dividendo mínimo descrito nos parágrafos acima, as ações preferenciais de emissão

da Tractebel Energia participarão da distribuição de dividendos em igualdade de condições com as ações

ordinárias.

Grupamento de Ações

Em 7 de abril de 2005, a Assembléia Geral Extraordinária da Tractebel Energia aprovou o grupamento da

totalidade das ações representativas do capital social da Tractebel Energia na proporção de 1.000 ações para 1

ação da mesma espécie e classe, bem como a relação de ações por American Depositary Receipt (“ADR”),

que será de 5 ações para 1 ADR. O grupamento tem por objetivo uniformizar a unidade de cotação das ações

nos mercados nacional e internacional e não alterará o valor do capital social, cabendo à diretoria executiva a

prática de todos os atos necessários à efetivação do referido grupamento.

Local de Negociação das Ações

As ações da Emissora são admitidas à negociação na BOVESPA. Nos últimos 3 anos, houve apenas uma

negociação com ações da Tractebel Energia em volume expressivo, ocasião em que o Banco Clássico S.A.

adquiriu participação de 10% do total das ações ordinárias da Tractebel Energia.Parte das ações ordinárias da

Tractebel Energia são negociadas na Bolsa de Valores de Nova York, sob a forma de ADR. Cada ADR é

atualmente representado por 5.000 ações ordinárias.

Dividendos

A Lei das Sociedades por Ações, de modo geral, exige que o estatuto social de cada companhia determine um

percentual mínimo de valores disponíveis para distribuição por tal sociedade para cada exercício social que

pode ser distribuído aos acionistas sob a forma de dividendos, também conhecido como dividendo

obrigatório.

O dividendo obrigatório é baseado e percentual sobre o lucro líquido ajustado, ao invés de um valor fixo por

ação. Caso o estatuto social de uma companhia não determine o percentual, este será de 50%.

Nos termos do Estatuto Social da Tractebel Energia, é obrigatória a distribuição aos acionistas de dividendo

não inferior a 25%, ajustado nos termos da legislação societária. Além disso, o Conselho de Administração da

Tractebel Energia poderá deliberar sobre a distribuição de dividendos em períodos menores, desde que o total

dos dividendos pagos em cada semestre não supere o montante das reservas de capital.

178

O Conselho de Administração poderá também declarar dividendos intermediários à conta de lucros

acumulados de reservas de lucros existentes no último balanço anual ou semestral.

A Tractebel Energia, mediante deliberação do Conselho de Administração, poderá creditar ou pagar aos seus

acionistas juros remuneratórios sobre o capital próprio, conforme disposições legais aplicáveis. Os valores

pagos pela Tractebel Energia a título de juros sobre o capital próprio poderão ser imputadas ao valor dos

dividendos obrigatórios, inclusive os dividendos das ações preferenciais.

Pagamento de Dividendos

A Lei das Sociedades por Ações e o Estatuto Social da Tractebel Energia exigem a realização assembléia

geral ordinária de acionistas até dia 30 de abril de cada ano, na qual, entre outras matérias, os acionistas

devem decidir a respeito da distribuição dos dividendos anuais. Todos os detentores de ações, na data de

declaração dos dividendos, têm direito ao recebimento de dividendos.

Histórico de Pagamento de Dividendos

O quadro abaixo demonstra os valores dos dividendos declarados nos 5 últimos Exercícios Sociais:

(R$ mil) 2004 2003 2002 2001 2000Cálculo dos dividendos mínimos obrigatórios Lucro líquido do exercício 775.192 517.154 (183.521) 582.274 162.801 Constituição da reserva legal (5%) (38.760) (25.857) - (29.114) (8.140) Base de cálculo 736.432 491.297 - 553.160 154.661 Dividendos mínimos obrigatórios (25%) 184.108 122.824 - 138.290 38.665

Dividendos / juros sobre o capital próprio propostos Juros sobre o capital próprio, líquidos de IRRF 216.750 198.900 - 68.820 - Saldo dos dividendos propostos 335.032 257.297 - 96.300 136.799- Subtotal 551.782 456.197 - 165.120 - I.R.R.F. dos juros sobre o capital próprio 38.250 35.100 - 11.180 - Total 590.032 491.297 - 176.300 -Dividendos / juros sobre o capital próprio antes da retenção do imposto de renda, por lote de 1000 ações (em R$ 1,00): Preferenciais classe A 0,920260 0,773822 - 0,345021 0,301852Preferenciais classe B 0,845321 0,698884 - 0,270083 0,226389Ordinárias 0,845321 0,698884 - 0,270083 0,226689

Acordo de Acionistas

Não havia, em 31 de março de 2005 qualquer acordo firmado entre acionistas da Tractebel Energia.

Acionistas Controladores

A Tractebel Energia é controlada pela Tractebel EGI South America, que detinha, em 31 de março de 2005,

78,3% do capital social da Tractebel Energia.

179

O Grupo Suez, com origem na França, é um grupo com atuação internacional nas áreas industrial e de

serviços, que oferece soluções inovadoras nos setores de energia e meio ambiente a empresas, comunidades e

indivíduos.

Em 31 de março 2005, o Grupo Suez possuía 160.700 colaboradores, estando presente em mais de 120 países.

No setor de energia, é o primeiro fornecedor em serviços de energia na Europa, o primeiro importador de gás

liquefeito nos Estados Unidos e a quinta maior companhia de eletricidade européia. No setor de meio

ambiente, é o primeiro no mundo em serviços de água e de saneamento (em população atendida), o primeiro

na Europa em gestão de resíduos e o primeiro no mundo em usinas de tratamento de água.

Nos exercícios sociais encerrados em 31 de dezembro de 2002, 2003 e 2004, o Grupo Suez apresentou

receitas da ordem de EUR 40,7 bilhões, EUR 39,6 bilhões e EUR 40,7 bilhões, respectivamente. O valor do

ativo consolidado do Grupo Suez, em 31 de março de 2005, era da ordem de EUR 62,9 bilhões, apresentando

diminuição de EUR 6,4 bilhões em relação ao valor apurado em 31 de março de 2004.

180

TÍTULOS E VALORES MOBILIÁRIOS EMITIDOS

Os valores mobiliários emitidos pela Tractebel Energia em circulação no mercado são as ações que compõem

o seu capital social e os ADRs.

Ações

As ações da Tractebel Energia são registradas para negociação na BOVESPA. Nos últimos 3 anos, houve

apenas uma negociação com ações da Tractebel Energia em volume expressivo, ocasião em que o Banco

Clássico S.A. adquiriu participação de 10% do total das ações ordinárias da Tractebel Energia (conforme

correspondência enviada por tal acionista à CVM e à Tractebel Energia em 5 de fevereiro de 2004. Em 31 de

março de 2005, a participação do Banco Clássico S.A. correspondia a 10% do capital social da Tractebel

Energia.

Os acionistas controladores da Tractebel Energia detêm, em conjunto, mais de 80,40% do total das ações

ordinárias e 73,14% do total das ações preferenciais de emissão da Tractebel Energia, representando, em

conjunto, 78,30% do capital social total da Tractebel Energia.

American Depositary Receipts

Em virtude da operação de cisão parcial da Eletrobrás, ocorrida em janeiro de 1998, os acionistas da

Eletrobrás passaram a deter ações da Eletrobrás Geração S.A. – Eletroger. Da mesma forma, os detentores de

ADRs de emissão da Eletrobrás em circulação no mercado norte-americano passaram a deter ADRs

representados por ações da Eletroger.

Em abril de 1998, a Eletroger incorporou a Gerasul (antiga denominação da Tractebel Energia), passando a

utilizar a denominação social até então utilizada pela incorporada. Para maiores informações sobre as

reestruturações societárias ocorridas no âmbito do processo de privatização da Eletrosul, vide item

“Histórico” na seção “Atividades da Companhia”.

Em virtude das reorganizações societárias descritas acima, os ADRs de emissão da Eletrobrás em circulação

no mercado norte-americano passaram a ser lastreados em ações de emissão da Tractebel Energia. Em 31 de

março de 2005, cada ADR representava 5.000 ações preferenciais classe B de emissão da Tractebel Energia.

Na data deste Prospecto, existiam 288.048 ADRs lastreados em ações preferenciais classe B da Tractebel

Energia em circulação no mercado norte-americano.

Após o grupamento das ações da Tractebel Energia, a ser realizado em maio de 2005 mediante aprovação da

Assembléia Geral de Acionistas da Tractebel Energia, a relação de ações da Tractebel Energia por ADR

181

passará a ser de 5 ações preferenciais classe B para 1 ADR. Para maiores informações sobre o grupamento de

ações da Tractebel Energia, vide subitem “Grupamento de Ações” na seção “Capital Social, Dividendos e

Acionistas”.

Notas Promissórias

Em 2002, a Tractebel Energia realizou duas emissões de notas promissórias para distribuição pública, ambas

no valor total de R$ 260 milhões.

As notas promissórias da primeira emissão da Tractebel Energia, datada de 11 de abril de 2002, tiveram prazo

de 180 dias, com vencimento em 14 de outubro de 2002. As notas promissórias da segunda emissão da

Tractebel Energia, datada de 14 de outubro de 2002, também tiveram prazo de 180 dias, com vencimento em

11 de abril de 2003. As notas promissórias emitidas foram pagas pela Tractebel Energia quando das

respectivas datas de vencimento.

182

OPERAÇÕES E NEGÓCIOS COM PARTES RELACIONADAS

Contratos celebrados com Partes Relacionadas

A Tractebel Energia possui contratos com suas Controladas e com sua controladora indireta a Suez Tractebel,

conforme a seguir especificados:

Itasa

(i) Contrato de Prestação de Serviços de Operação e Manutenção da UHE Itá, celebrado em 11 de setembro

de 1998, no âmbito do Consórcio Itá, com vigência até 16 de outubro de 2030. Os valores envolvidos em tal

contrato são reajustados anualmente pelo índice IGP-M;

(ii) Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica, celebrado em 15 de janeiro de 2001, com o objetivo de

regular a compra, pela Tractebel Energia, de 61 MW médios de energia produzidos na UHE Itá de

propriedade da Itasa. O contrato será vigente até 16 de outubro de 2030, sendo reajustado anualmente pela

variação do dólar acrescido da taxa correspondente ao índice da inflação norte americana; e

(iii) Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica, celebrado em 15 de janeiro de 2001, com o objetivo de

regular a compra, pela Tractebel Energia, de 167 MW médios de energia produzidos na UHE Itá de

propriedade da Itasa. O contrato será vigente até 16 de outubro de 2030, reajustado anualmente pelo IGP-M.

Aditivos

Em 26 de junho de 2003, a Tractebel Energia assinou aditivos aos dois Contratos de Compra e Venda de

Energia Elétrica descritos acima, para o período de fevereiro de 2004 a janeiro de 2005, com o objetivo de

reajustar, em caráter extraordinário, o preço da energia elétrica contratada para fazer face ao saldo da

exposição da Itasa no MAE no período de junho de 2001 a fevereiro de 2002, cuja liquidação ocorreu em 03

de julho de 2003. Na mesma data, a Tractebel Energia celebrou Termo de Compromisso visando a

antecipação de pagamento dos reajustes extraordinários previstos nos aditivos aos contratos mencionados

acima, com taxa de desconto de 0,949% ao mês sobre o valor total do reajuste extraordinário. Em 04 de julho

de 2003, a Tractebel Energia pagou à Itasa o montante equivalente a R$ 58.453 a título de adiantamento. A

quitação de tal adiantamento, por parte da Itasa, teve início em 1° de fevereiro de 2004, remanescendo um

saldo, em 31 de março de 2005, no valor de R$ 1.453,00.

Em 21 de junho de 2004 foi firmado novo termo aditivo ao Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica,

antecipando o término da vigência do reajuste extraordinário temporário relativamente ao contrato de 167 MW, de

31 de janeiro de 2005 para 30 de junho de 2004. O reajuste extraordinário temporário decorrente do aditivo ao

contrato de 61 MW acima descrito vigorou até a data de seu vencimento, qual seja, 31 de janeiro de 2005.

183

CEM

(i) Contrato de Prestação de Serviços, firmado em 09 de abril de 1999 e aditado em 15 de abril de 1999 e 09

de novembro de 2002, com vigência por prazo indeterminado, que tem por finalidade a prestação de serviços

de administração operacional, em virtude de a CEM não possuir quadro próprio de empregados. O valor do

contrato é reajustado anualmente pelo IGP-M;

(ii) Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica, firmado em 05 de janeiro de 2001 e aditado em 06 de

março de 2001 e em 09 de agosto de 2002 com vigência até 2015, tem como objeto a aquisição, pela

Tractebel Energia, da energia elétrica produzida na UHE Cana Brava. O contrato estabelece a aquisição, pela

Tractebel Energia, dos montantes anuais de 1.125.616 MWh, 2.189.036 MWh e 2.395.903 MWh, a partir dos

meses de outubro, novembro e dezembro de 2002, respectivamente. O valor do contrato é reajustado

anualmente pelo IGP-M. As obrigações da Tractebel Energia sob este contrato estão garantidas por fiança

bancária no valor de R$ 74.922mil. A CEM, na qualidade de beneficiária da referida fiança, cedeu seus

direitos aos BNDES e ao Banco Interamericano de Desenvolvimento, financiadores do projeto da UHE Cana

Brava;

(iii) Contrato de Operação e Manutenção da UHE Cana Brava, celebrado em 05 de janeiro de 2001 e aditado

em 09 de março de 2001 e 01 de junho de 2002, com vigência até o término da concessão da usina e valores

reajustáveis anualmente pelo IGP-M. Por meio deste contrato, a Tractebel Energia se obriga a operar e efetuar

as manutenções do empreendimento;

(iv) Contrato de Financiamento Mediante Abertura de Crédito n.º 98.2.654.3.3, celebrado em 05 de abril de

2000 entre a CEM, o BNDES e a Tractebel Energia, esta última na qualidade de interveniente garantidora, no

valor de R$ 114.000.000,00. O referido contrato tem a finalidade de prover recursos para o financiamento da

UHE Cana Brava.

O contrato prevê amortização do principal em 117 prestações mensais, vencendo-se a primeira em 15 de julho

de 2003 e a última em 15 de abril de 2013, e pagamento de juros à taxa de 4,0% ao ano acima da TJLP,

divulgada pelo Banco Central, a ser realizado em parcelas trimestrais desde a data de assinatura do contrato

até 15 de julho de 2003, e mensalmente a partir de 15 de julho de 2003, inclusive, juntamente com as parcelas

de amortização de principal.

Em garantias das obrigações da CEM neste contrato de financiamento, foram outorgadas em favor do

BNDES: (i) cessão, pela CEM, de direitos de crédito (recebíveis) decorrentes da UHE Cana Brava, inclusive

os direitos de crédito relativos à geração e comercialização de energia elétrica proveniente da UHE Cana

Brava, (ii) cessão, pela CEM, de seus direitos de receber todos e quaisquer valores que, efetiva ou

potencialmente, estejam ou venham a se tornar exigíveis e pendentes de pagamento, pelo Poder Concedente à

CEM, nos termos de seu contrato de concessão e (iii) penhor, pela Tractebel Energia, da totalidade de suas

ações detidas na CEM.

184


(i) Contrato de Prestação de Serviços firmado em 02 de janeiro de 2003, com vigência por prazo

indeterminado, que tem como objeto a prestação de serviços de administração operacional, em virtude de a

Lages Bioenergética não possuir quadro próprio de empregados. O valor do contrato é reajustado anualmente

pelo IGP-M;

(ii) Contrato de Compra e Venda de Energia Elétrica celebrado em 15 de março de 2004, com o objetivo de

regular a compra, pela Lages Bioenergética, de até 26 MW médios mensais de energia elétrica de propriedade

da Tractebel Energia. O contrato tem prazo de vigência até 31 de março de 2017; e

(iii) Contrato de Operação e Manutenção da Unidade de Co-geração Lages celebrado em 01 de abril de 2004,

com término em 31 de março de 2012, por meio do qual a Tractebel Energia se obriga a operar e efetuar as

manutenções da Unidade de Co-geração Lages. O valor do contrato é reajustado anualmente com base na

variação da remuneração definida em acordo coletivo de trabalho dos empregados da Tractebel Energia.

TBL Comercializadora

Contrato de Prestação de Serviço firmado em 01 de novembro de 2004, com vigência por prazo

indeterminado, que tem por finalidade a prestação, pela Tractebel Energia, dos serviços de gerenciamento,

planejamento, controle e administração econômica, contábil, fiscal, jurídica e financeira da TBL

Comercializadora. O valor do contrato é reajustado no menor período legalmente permitido (atualmente,

período anual), pela variação do IGP-M.

Suez Tractebel

Contrato de Serviços de Consultoria celebrado em 02 de maio de 2002, com a Suez Tractebel, sua

controladora indireta, com sede em Bruxelas, Bélgica, cujo objeto é a prestação de serviços de consultoria em

assuntos específicos por parte da Suez Tractebel. O prazo do contrato é de 36 meses, sendo sua revalidação

condicionada à deliberação pelos acionistas minoritários da Tractebel Energia, a cada 12 meses, em

assembléia geral convocada para este fim. A eficácia de tal contrato foi condicionada à aprovação da ANEEL,

manifestada em 23 de abril de 2003 por meio do Ofício n.º 526/2003-SFF/ANEEL. O valor dos honorários

durante a vigência do contrato está limitado ao montante anual não cumulativo de EUR 1.500.000,00 e os

serviços executados e respectivos honorários são submetidos ao conhecimento do Conselho Fiscal da

Tractebel Energia. A primeira revalidação, pelos acionistas minoritários da Tractebel Energia, ocorreu na

Assembléia Geral Extraordinária realizada em 12 de abril de 2004. Referido contrato não foi revalidado na

Assembléia Geral Ordinária e Extraordinária realizada em 7 de abril de 2005.

185

O quadro abaixo apresenta os valores reconhecidos nas contas patrimoniais e de resultado consolidadas da

Tractebel Energia resultantes de transações com suas controladas e controladoras nos períodos indicados:

(R$ mil) 31 de dezembro 31 de março 2004 2003 2002 2005 2004

Ativo Contas a receber 16.531 114.701 2.766 16.787 101.976Passivo Fornecedores 42.312 38.571 24.472 43.061 38.929 Dividendos e Juros sobre o capital próprio 432.054 357.234 - 432.054 297.323Resultados Receita operacional Suprimento de Energia 12.100 - - 17.023 54 Receitas de Serviços: Administração 794 620 316 277 160 Operação e Manutenção 11.254 10.096 7.248 3.014 2.496 Custo de Energia Elétrica e Serviços Compra de energia 414.801 412.490 146.163 105.636 109.104 Outros 7 - - 1 Despesas Gerais e Administrativas Consultoria 5.254 6.521 - - - Financeiro Receita 3.291 6.745 143 14 1.725 Despesa - - 4.752 - -

Garantias a Terceiros

A Tractebel Energia é parte em contratos em que figura como terceiro garantidor de obrigações assumidas por

suas Controladas, conforme descrito abaixo:

Itasa

A Tractebel Energia e os demais acionistas da Itasa são intervenientes nos contratos firmados entre a Itasa e o

BNDES e outros agentes financeiros, vinculados à construção da UHE Itá. Os acionistas prestaram garantia

representada pela caução da totalidade das ações de emissão da Itasa de sua propriedade, até a liquidação final

de todas as obrigações assumidas nos referidos contratos. A dívida, em 31 de março de 2005, totalizava R$

623 milhões.

A Itasa, para assegurar o pagamento das obrigações decorrentes dos contratos acima citados, deu em garantia,

ao BNDES e aos Agentes Financeiros: a) penhor de direitos emergentes da concessão para a exploração da

UHE Itá; e b) penhor de direitos creditórios decorrentes dos contratos de compra e venda de energia elétrica

celebrados com seus acionistas.

CEM

A Tractebel Energia é interveniente no Contrato de Subscrição e Integralização de Debêntures não

Conversíveis em Ações n.º 98.2.654.3.1 e no Contrato de Financiamento Mediante Abertura de Crédito n.º

98.2.654.3.3, celebrados entre a CEM e o BNDES, datados de 19 de maio de 1999 e 05 de abril de 2000,

tendo o primeiro sido aditado em 25 de maio de 1999.

186

A Tractebel Energia também é interveniente, na qualidade de garantidora, no Contrato de Empréstimo n.°

1260/OC/BR firmado em 08 de dezembro de 2000 e aditado em 06 de março de 2001, com o Banco

Interamericano de Desenvolvimento – BID (“BID”). De acordo com este contrato do IDB, a CEM obteve

financiamento no valor total de US$ 165.000.000,00, dividido em duas parcelas, sendo o Empréstimo A

(conforme definido no referido contrato) no valor de US$ 75.000.000,00 e o Empréstimo B (conforme

definido no referido contrato) no valor de US$ 90.000.000,00. Os recursos obtidos por meio deste contrato de

empréstimo foram destinados ao financiamento de uma parte dos custos de um projeto envolvendo o desenho,

desenvolvimento, engenharia, financiamento, aquisição, construção, operação, manutenção e tituralidade das

instalações de transmissão e interconexão e o reservatório da UHE de Cana Brava, com 450MW de potência,

situada no Rio Tocantins em Goiás, a qual é constituída por três unidades geradores de 150MW. O pagamento

do valor total de principal é pago em 47 prestações trimestrais, vencendo-se a primeira em 15 de novembro de

2003 e a última em 15 de maio de 2015.

Nos termos do Contrato de Empréstimo celebrado com o BID, a Tractebel Energia assumiu, com ambos os

agentes financeiros, as seguintes principais obrigações em relação aos contratos: (i) garantir o pagamento

antecipado nas seguintes hipóteses exclusivas: (a) extinção da concessão por motivo imputável à CEM, aos

intervenientes ou suas controladas, coligadas ou controladoras; e (b) celebração de acordo com o Poder

Concedente pela CEM, pelos intervenientes ou por qualquer uma de suas controladas, coligadas ou

controladoras, visando à extinção da concessão; e (ii) ceder ao BNDES e ao BID quaisquer valores resultantes

de indenização recebida em função da extinção da concessão da UHE Cana Brava, pelo Poder Concedente.

Além das obrigações acima especificadas, a Tractebel Energia empenhou, em favor do BNDES e do BID, a

totalidade das ações de sua propriedade, representativas do capital social da CEM, até a liquidação final de

todas as obrigações assumidas nos referidos contratos. A dívida em 31 de março de 2005 totalizava R$ 558,5

milhões.

A CEM cedeu os recebíveis decorrentes da geração e da comercialização provenientes da UHE Cana Brava

em garantia de pagamento de seus empréstimos e financiamentos.


A Tractebel Energia é interveniente fiadora no Contrato de Abertura de Crédito Fixo celebrado entre Lages

Bioenergética e o Banco Regional de Desenvolvimento do Extremo Sul – BRDE, em 25 de julho de 2003,

tendo cedido, em garantia, suas quotas de participação no capital social da controlada até a liquidação final de

todas as obrigações assumidas no referido contrato. A dívida em 31 de março de 2005 totalizava R$ 48,8

milhões.

A Lages Bioenergética, para assegurar o pagamento das obrigações decorrentes do contrato acima citado,

cedeu em garantia os recebíveis decorrentes da comercialização da energia elétrica proveniente da Unidade de

Co-geração Lages.

187

7. DEMONSTRAÇÕES FINANCEIRAS• Demonstrações Financeiras Consolidadas da Companhia relativas ao Exercício Social

encerrado em 31 de dezembro de 2004, respectivo Parecer dos Auditores Independentes

e Relatório da Administração

• Demonstrações Financeiras Consolidadas da Companhia relativas ao Exercício Social






• Informações Trimestrais Consolidadas da Companhia relativas ao período encerrado

em 31 de março de 2005, objeto de revisão pelos Auditores Independentes



188

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331





332


334

395

• Informações Trimestrais Consolidadas da Companhia relativas ao período encerrado

em 31 de março de 2005, objeto de revisão pelos Auditores Independentes



396

483

8. ANEXOS• Ata da Assembléia Geral Extraordinária da Tractebel Energia realizada em 07 de abril de 2005

• Ata da Reunião do Conselho de Administração da Tractebel Energia realizada em 29 de abril de 2005

• Estatuto Social da Tractebel Energia

• Instrumento Particular de Escritura da 1ª Emissão de Debêntures Simples da Tractebel Energia S.A.

• Instrumento Particular de Primeiro Aditamento ao Instrumento Particular de Escritura da 1ª Emissão

de Debêntures Simples da Tractebel Energia S.A.

• Relatórios de Análise das Agências de Rating

• Declaração da Tractebel Energia, nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03

• Declaração do Coordenador Líder, nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03


484

485

• Ata da Assembléia Geral Extraordinária da Tractebel Energia realizada em 07 de abril de 2005


486


502

503

• Ata da Reunião do Conselho de Administração da Tractebel Energia realizada em 29 de abril de 2005


504


508

509

• Estatuto Social da Tractebel Energia


510


512


524

525

• Instrumento Particular de Escritura da 1ª Emissão de Debêntures Simples da Tractebel Energia S.A.


526

563

• Instrumento Particular de Primeiro Aditamento ao Instrumento Particular de Escritura

da 1ª Emissão de Debêntures Simples da Tractebel Energia S.A.


564


612

613

• Relatórios de Análise das Agências de Rating


614

635

• Declaração da Tractebel Energia, nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03


636


638

639

• Declaração do Coordenador Líder, nos termos do artigo 56 da Instrução CVM nº 400/03


640

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DECLARAÇÃO

BANCO ABN AMRO REAL S.A., instituição financeira integrante do sistema de distribuição de valores mobiliários, com sede na Cidade de São Paulo, Estado de São Paulo, na Avenida Paulista n.º 1.374, 3º andar e inscrita no C.N.P.J. sob n.º 33.066.408/0001-15, neste ato representada na forma do seu Estatuto Social, na qualidade de instituição intermediária líder, responsável por coordenar e colocar a distribuição pública de 20.000 (vinte mil) debêntures simples da 1ª emissão da Tractebel Energia S.A. (a “Emissora”), todas escriturais, não conversíveis em ações, da espécie quirografária, com valor nominal unitário de R$ 10.000,00 (dez mil reais), emitidas em duas séries (as “Debêntures”), perfazendo o total de R$ 200.000.000,00 (duzentos milhões de reais) (“Emissão”), vem, nos termos da Instrução da Comissão de Valores Mobiliários (“CVM”) n.º 400, de 29 de dezembro de 2003, declarar (i) que o prospecto relativo à Emissão (“Prospecto”) contém as informações relevantes necessárias ao conhecimento, pelos investidores, das Debêntures, da Emissora, suas atividades, situação econômico-financeira e dos riscos inerentes às suas atividades e quaisquer outras informações relevantes, bem como permitem uma tomada de decisão fundamentada a respeito das Debêntures, tendo sido elaborado de acordo com as normas pertinentes e (ii) que tomou as cautelas e agiu com elevados padrões de diligência, para assegurar que as informações prestadas pela Emissora fossem verdadeiras, consistentes, corretas e suficientes, permitindo aos investidores uma tomada de decisão fundamentada a respeito da Emissão.

São Paulo, 10 de maio de 2005.

BANCO ABN AMRO REAL S.A.

________________________________ ________________________________ José Berenguer João Roberto Gonçalves Teixeira Diretor Estatutário Diretor Estatutário


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Emissora

TRACTEBEL ENERGIA S.A.Rua Antônio Dib Mussi, nº 366Florianópolis - SC

Coordenadores

BANCO ABN AMRO REAL S.A. Avenida Paulista, nº 1.374, 3º andarSão Paulo -SP

UNIÃO DE BANCOS BRASILEIROS S.A. - UNIBANCOAvenida Eusébio Matoso, nº 891, 18º andarSão Paulo - SP

BANCO SANTANDER BRASIL S.A.Rua Amador Bueno, nº 474, 3º andar, Bloco CSão Paulo - SP

BANCO CITIBANK S.A.Avenida Paulista, nº 1.111São Paulo - SP

Agente Fiduciário

PLANNER CORRETORADE VALORES S.A.Avenida Paulista, nº 2.439, 11º andarSão Paulo - SP

Consultor Jurídico do Coordenador

MATTOS FILHO, VEIGAFILHO, MARREYJR. E QUIROGAADVOGADOSAlameda Joaquim Eugênio de Lima, nº 447 São Paulo - SP

Este Prospecto está disponível no Website: www.mercadosdecapitais.com.br

(11) 3259-3000

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